Propiedades Fisicas de Las Rocas-fluidos y Mecanismos de Produccion

PROPIEDADES FISICAS DE LAS ROCAS-FLUIDOS Y MECANISMOS DE PRODUCCION

CONTENIDO

I.

INTRODUCCION ................................................. .......................................................................... ................................................... ............................ 4

1.1.

OBJETIVOS .................................................. ........................................................................... ................................................... ............................... .....5

1.1.1.

Objetivo General............................................. ....................................................................... ................................................ ......................5

1.1.2.

Objetivos Específicos .................................................. ........................................................................... ................................... .......... 5

II.

MARCO TEORICO .................................................. ............................................................................ ................................................ ......................6

2.1.

GENERALIDADES ................................................ .......................................................................... ................................................ ......................6

2.1.1.

Origen del Petróleo.................................................. ........................................................................... ....................................... .............. 6

2.1.2.

Localización del Petróleo................................................. ........................................................................... ............................... ..... 7

2.1.3.

Tipos de Petróleo ................................................ ......................................................................... ........................................... ..................7

2.1.4.

Tipos de Rocas y Plantas ................................................ .......................................................................... ............................. ... 10

2.2.

Propiedades físicas de las rocas ........................................ .................................................................. ................................. ....... 12

2.2.1.

Porosidad ................................................... ............................................................................ .................................................. .........................13

2.2.2.

Permeabilidad................................................. Permeabilidad........................ ................................................... .............................................. .................... 15

2.2.3.

Mojabilidad ................................................. .......................................................................... .................................................. .........................18

2.2.4.

Presión Capilar ................................................................ ......................................................................................... ............................. .... 19

2.2.5.

Saturación .................................................. ........................................................................... .................................................. .........................20

2.2.6.

Razón de Movilidad ................................................. .......................................................................... ..................................... ............ 21

2.2.7.

Compresibilidad .................................................. ............................................................................ .......................................... ................ 21

2.3.

Propiedades físicas de los Fluidos ...................................................... ...................................................................... ................ 25

2.3.1.

Factor Volumétrico del Petróleo ( βo)................................................. ............................................................. ............ 25

2.3.2.

Factor Volumétrico de Formación del Gas ( βg )............................................. ).............................................2 5

2.3.3.

Factor Volumétrico Total o Bifásico ( βt )................................................ )........................................................ ........ 26

1


2.3.4.

Razón de solubilidad ................................................................ .................................................................................... .................... 27

2.3.5.

Viscosidad .................................................. ........................................................................... .................................................. .........................27

2.4.

Clasificación de los Yacimientos ................................................ ......................................................................... ......................... 28

2.4.1.

Según el criterio Geológico ................................................. .......................................................................... ......................... 29

2.4.1.1. Yacimientos Estratigráficos .................................................................... ....................................................................... ... 29 2.4.1.2. Yacimientos Estructurales ..................................................... ......................................................................... .................... 31 2.4.1.3. Yacimientos Mixtos y Combinados.......................... Combinados.................................................... .................................. ........ 33 2.4.2.

Según el e l Diagrama de fases de los Fluidos .............................................. ................................................. ... 34

2.4.2.1. Yacimientos de Gas o de Una Sola Fase Gaseosa .................................. .................................. 37 2.4.2.2. Yacimientos de Punto de Rocío o de Condensado Retrógrado ................38 2.4.2.3. Yacimientos de Punto de Burbujeo, Subsaturados o de gas Disuelto ...... 38 2.4.2.4. Yacimientos con Capa de Gas o Yacimientos Saturados ......................... ......................... 39 2.4.3.

Según el tipo de Hidrocarburos ........................................... .................................................................... ......................... 39

2.4.3.1. Yacimientos de Petróleo .................................................. ........................................................................... ......................... 39 2.4.3.2. Yacimientos de Gas .................................................................. .................................................................................. ................ 42 2.4.4.

Mecanismos de Producción ................................................ ......................................................................... ......................... 45

2.4.4.1. Empuje por Gas en Solución o Reservorio cerrado cer rado .................................. .................................. 46 2.4.4.2. Empuje por Capa de Gas ................................................. .......................................................................... ......................... 48 2.4.4.3. Empuje por Agua ................................................. .......................................................................... ..................................... ............ 49 2.4.4.4. Empuje por la Compresibilidad de la Roca y Fluidos ............................ ................................ .... 50 2.4.4.5. Empuje por Segregación Gravitacional ................................................. ..................................................... .... 52 2.5.

Completación de Pozos ..................................... .............................................................. .................................................. ......................... 53

2.5.1.

Completaciones de acuerdo a las Características Carac terísticas del de l Pozo ......................... 55

2


2.3.4.

Razón de solubilidad ................................................................ .................................................................................... .................... 27

2.3.5.

Viscosidad .................................................. ........................................................................... .................................................. .........................27

2.4.

Clasificación de los Yacimientos ................................................ ......................................................................... ......................... 28

2.4.1.

Según el criterio Geológico ................................................. .......................................................................... ......................... 29

2.4.1.1. Yacimientos Estratigráficos .................................................................... ....................................................................... ... 29 2.4.1.2. Yacimientos Estructurales ..................................................... ......................................................................... .................... 31 2.4.1.3. Yacimientos Mixtos y Combinados.......................... Combinados.................................................... .................................. ........ 33 2.4.2.

Según el e l Diagrama de fases de los Fluidos .............................................. ................................................. ... 34

2.4.2.1. Yacimientos de Gas o de Una Sola Fase Gaseosa .................................. .................................. 37 2.4.2.2. Yacimientos de Punto de Rocío o de Condensado Retrógrado ................38 2.4.2.3. Yacimientos de Punto de Burbujeo, Subsaturados o de gas Disuelto ...... 38 2.4.2.4. Yacimientos con Capa de Gas o Yacimientos Saturados ......................... ......................... 39 2.4.3.

Según el tipo de Hidrocarburos ........................................... .................................................................... ......................... 39

2.4.3.1. Yacimientos de Petróleo .................................................. ........................................................................... ......................... 39 2.4.3.2. Yacimientos de Gas .................................................................. .................................................................................. ................ 42 2.4.4.

Mecanismos de Producción ................................................ ......................................................................... ......................... 45

2.4.4.1. Empuje por Gas en Solución o Reservorio cerrado cer rado .................................. .................................. 46 2.4.4.2. Empuje por Capa de Gas ................................................. .......................................................................... ......................... 48 2.4.4.3. Empuje por Agua ................................................. .......................................................................... ..................................... ............ 49 2.4.4.4. Empuje por la Compresibilidad de la Roca y Fluidos ............................ ................................ .... 50 2.4.4.5. Empuje por Segregación Gravitacional ................................................. ..................................................... .... 52 2.5.

Completación de Pozos ..................................... .............................................................. .................................................. ......................... 53

2.5.1.

Completaciones de acuerdo a las Características Carac terísticas del de l Pozo ......................... 55

2


2.5.1.1. Hueco Abierto ................................................. ........................................................................... .......................................... ................ 55 2.5.1.2. Hueco Abierto con Forro o Tubería Ranurada Ran urada .......................................... .......................................... 56 2.5.1.3. Tubería de Revestimiento Perforada (Cañoneada) ................................... ................................... 58 2.5.2.

Completaciones de acuerdo a la Configuración Mecánica ........................... ........................... 59

2.5.2.1. Completación Sencilla .................................................. ............................................................................ ............................. ... 59 2.5.2.2. Completación Múltiple ........................................................... ............................................................................... .................... 61 2.5.3.

Cabezal de Pozo ................................................................. .......................................................................................... ......................... 65

2.5.3.1. Colgador de los Casing ........................................ .................................................................. ..................................... ........... 66 2.5.3.2. Colgador de Tubing ............................. ...................................................... .................................................. ............................. .... 67 2.5.3.3. Arbolito 2.5.3.3. Arbolito de Navidad .................................................. ........................................................................... ................................. ........ 68 2.6.

Sistemas de Levantamientos Artificiales ............................................................. ............................................................. 72

2.6.1.

Bombeo Mecánico ....................................................... ................................................................................ ................................. ........ 73

2.6.2.

Bombeo Hidráulico .................................................. ........................................................................... ..................................... ............ 76

2.6.3.

Bombeo Neumático o Gas Lift (LAG) ( LAG) ............................................... ........................................................... ............ 79

2.6.4.

Bombeo Electrosumergible ................................................. .......................................................................... ......................... 80

2.6.5.

Bombeo por Cavidades Progresivas ........................................................ ............................................................ .... 82

2.7.

Rangos de d e Aplicación de los Sistemas de Levantamiento Artificial .....................84

CONCLUSION ................................................ .......................................................................... .................................................... ..................................... ...........94 BIBLIOGRAFIA ................................................... ............................................................................. .................................................... ................................. .......95

3


CAPITULO I I.

INTRODUCCION

La búsqueda de hidrocarburos es de gran importancia para la vida moderna, ya que son utilizados para generar energía y como materia prima para diversos productos que utiliza el hombre. Estos se caracterizan por medio de una función compleja de probabilidades. Los geólogos y geofísicos se interesan primero en la probabilidad que en un área geográfica específica existan hidrocarburos; segundo, en la probabilidad de descubrir esos depósitos de hidrocarburos; y tercero, en la probabilidad de que el depósito sea económicamente rentable. La producción de hidrocarburos es unos de los procesos que implica la buena factibilidad que poseen los diferentes yacimientos para ser explotados, por el hecho de que a partir de esta se extrae y obtiene realmente el hidrocarburo a comercializar y llevar a cabo buenas técnicas para obtener una mayor producción. Para que esto suceda se necesita de estudios geológicos, los cuales indiquen que el hidrocarburo en la formación será factible y comercialmente explotable. Aquí se puede señalar a la exploración, la cual implica la búsqueda de yacimientos petrolíferos, así como el uso de técnicas geológicas de campo y de laboratorio con el fin de probar y calcular las posibles reservas que contienen. Además es importante recalcar la capacidad productiva que se tiene, es decir con qué materia de hidrocarburo se cuenta para ser explotado, cómo será su producción dependiendo de sus presiones, y qué mecanismos de producción (primarios, secundarios y terciarios) serán utilizados para poder extraer dicha materia ya sean naturales o artificiales, el último mecanismo se da cuando ya el pozo está muerto y el hidrocarburo no se extrae naturalmente. En el presente proyecto se desarrollará todos estos temas que son de gran importancia, que se dan en el campo petrolero y sus diferentes áreas.

4


1.1. OBJETIVOS 1.1.1.

Objetivo General

Estudiar los factores técnicos generados a través de la evaluación de los diferentes yacimientos y al mismo tiempo analizar los sistemas y mecanismos de producción de hidrocarburos, que nos permita determinar las condiciones del Reservorio y optimizar la producción. 1.1.2.

Objetivos Específicos



El petróleo crudo y sus propiedades.



Analizar las propiedades físicas de los yacimientos.



Identificar los yacimientos y sus mecanismos de energía de producción.



Conocer los mecanismos primarios y secundarios de producción de petróleo.



Conocer los sistemas de completación del pozo.

5


CAPITULO II II.

MARCO TEORICO

2.1. GENERALIDADES 1 2.1.1.

Origen del Petróleo

La palabra petróleo significa aceite de piedra. El petróleo es una mezcla de hidrocarburos de origen bituminoso (orgánico), compuestos por átomos de carbono e hidrógeno y otros hetero-compuestos como ser átomos de nitrógeno, azufre, oxígeno y metales como níquel y vanadio. Elemento

Peso %

Carbono

84 – 87

Hidrogeno

11 -14

Azufre

0 – 2

Nitrógeno

0,2

Tabla 1.- Compuestos del petróleo

Es un compuesto menos denso que el agua y de un olor fuerte característico, en condiciones normales es un líquido bituminoso que puede presentar variación en diversos parámetros como color y viscosidad (desde amarillento y poco viscosos como la gasolina hasta líquidos negros tan viscosos que apenas fluyen). Existen varias teorías sobre los orígenes de la formación del petróleo que, de manera general, se pueden clasificar en dos grandes grupos: la de formación inorgánica y la de formación orgánica: la teoría inorgánica se basaron en la hipótesis de (Mendéleiev y Moissan) 1877, sostienen que en el momento de la formación de la corteza terrestre, el carbono se combinó con los metales y formó carburos metálicos que quedaron aprisionados en el corazón de la tierra a elevadísimas temperaturas, el 1

Ing. Mario Arenas Estrada. “Introducción a la Industria de los Hidrocarburos”. CBH.2008.

6


agua de lluvia entró en contacto con éstos carburos formando el metano y con él los demás hidrocarburos y la teoría orgánica (Kramer y Engler) en 1911, sostiene que el petróleo es producto de la descomposición de organismos vegetales y animales que fueron sometidos a enormes presiones y altas temperaturas en ciertos periodos de tiempo geológico. 2.1.2.

Localización del Petróleo

El petróleo se encuentran depositados en rocas sedimentarias (rocas porosas y permeables rodeadas de rocas impermeables), los lugares favorables para el depósito de sedimentos ricos en materia orgánica son: lagos, estuarios, plataformas continentales en zonas de aguas tranquilas, cuencas profundas con poco movimiento de agua, etc. De donde se extrae mediante la perforación de pozos para después almacenarse en grandes depósitos. El petróleo, a causa de movimientos geológicos queda retenido en fallas u otros accidentes geológicos. Debido a este origen marino, el petróleo suele estar acompañado de agua salada.

Figura 1.- Localización típica del petróleo Fuente: Ing. Mario Arenas Estrada. “Introducción a la Industria de los Hidrocarburos”

2.1.3.

Tipos de Petróleo

Se clasifican en 3 tipos:

7


2.1.3.1. Por su Composición

Dependen estrictamente de la presencia de ciertos componentes químicos en el petróleo, así como de la unión de estos en elementos más complejos, su composición varía con la procedencia. Se los clasifica según el tipo de hidrocarburos que predominan en él: 

Petróleo base parafínica (fluidos)

Son fluidos de colores claros y bajo peso específico (aprox. 0.85kg/Lt), su principal componente químico es la parafina, predominan los hidrocarburos saturados o parafínicos (75%), elevados rendimientos de naftas, bajo contenido de azufre y poseen altos puntos de congelación, por destilación producen abundante parafina y poco asfalto, útiles para obtener gasolina, solventes para pinturas entre otros. 

Petróleo a base asfáltica (viscosos)

Son negros, viscosos y de elevada densidad (0,95 g/mL), Elevado rendimiento de residuos, alto contenido de azufre y metales. De éstos se extrae poca gasolina y aceite combustible (fuel oíl) y por destilación producen un abundante residuo de asfalto. 

Petróleo a base mixta

Tienen características y rendimientos comprendidos entre las otras dos variedades principales. Después de destilar sus porciones más volátiles abandonan nafta y asfalto . 2.1.3.2. Por su Densidad

La referencia que sustenta esta clasificación es la gravedad API (Instituto de Petróleo Americano) que es una medida de densidad.

8


La densidad de un crudo indica qué tan liviano o pesado es en su totalidad. Los crudos más livianos tienen una mayor proporción de pequeñas moléculas, que las refinerías pueden convertir en gasolina, combustible pesado y diésel (cuya demanda está en aumento). Los crudos más pesados tienen proporciones más altas de moléculas grandes, que las refinerías pueden (1) utilizar en combustibles industriales pesados, asfalto y otros productos pesados (cuyos mercados son menos dinámicos y, en algunos casos, se están reduciendo), o (2) procesarlas en moléculas más pequeñas que se pueden utilizar en combustibles para transporte, estos son los mas requeridos en el mercado. 3

Petróleo

Densidad (gr/cm )

Gravedad (°API)

Extra pesado

˃ 1.0

10.0

Pesado

1.0 – 0.92

10.0 – 22.3

Mediano

0.92 – 0.87

22.3 – 31.1

Ligero

0.87 – 0.83

31.1 – 39

Súper ligero

˂ 0.83

˃ 39

Tabla 2.- Densidad del Petróleo

2.1.3.3. Por el contenido de Azufre

El azufre es uno de los componentes que están presente en el petróleo. Pero su presencia en el petróleo implica la necesidad de mayores procesos de refinamiento, y por tanto, un mayor costo final, razón por la cual la presencia de azufre es también un determinante del valor comercial del petróleo. Así, tenemos que el petróleo puede clasificarse de dos formas: 

Petróleo dulce (Sweet Crude Oíl), es aquel que contiene menos de 0.5% de

contenido sulfuroso, es decir, con presencia de azufre. Es un petróleo de alta calidad y es ampliamente usado para ser procesado como gasolina.

9




Petróleo agrio (Sour Crude Oíl), es aquel que contiene al menos 1% de

contenido sulfuroso en su composición. Debido a la mayor presencia de azufre, su costo de refinamiento es mayor, razón por la cual es usado mayormente en productos destilados como el diesel, dado su menor costo de tratamiento. 2.1.4.

Tipos de Rocas y Plantas

Se dividen en tres grandes grupos: 

Rocas Ígneas o Magmáticas

Derivan de la consolidación de un magma, por lo general son ricas en silice SiO2. Las rocas ígneas se forman al ascender el magma (roca fundida) desde las profundidades de la tierra, al enfriarse y solidificarse cerca de la superficie. Dependiendo de si el enfriamiento es rápido o lento se puede formar, a su vez, dos tipos de rocas magmáticas: volcánicas y plutónicas. Ej:

Basalto 

Granito

Rocas Sedimentarias

Se forman en la superficie terrestre a partir de sedimentos que se compactan, presentándose frecuentemente en forma de capas o estractos.

10


Según el origen de los sedimentos y el tipo de proceso que los ha formado podemos distinguir tres tipos de rocas sedimentarias: detríticas (se forman por acumulación de fragmentos erosionados por el agua, viento o hielo), de precipitación (se forman cuando las sales disueltas en el agua precipitan formando cristales de pequeño tamaño) y de origen orgánico (se forman por acumulación de restos orgánicos, como corales, caparazones de los moluscos).

Areniscas 

Calizas

Rocas Metamórficas

Las rocas metamórficas se originan a partir de una roca que está sometida a altas presiones o temperaturas o ambos factores a la vez. En estas nuevas condiciones, la roca no es estable y tiende a cambiar para adaptarse, este proceso se denomina metamorfismo, y la roca resultante roca metamórfica. Las rocas de la superficie terrestre pueden sufrir aumentos de presión y temperatura al caerles sedimentos encima, o al encontrarse próximos a una cámara magmática o a zonas orogénicas. Según su aspecto externo, Las rocas metamórficas se pueden clasificar en dos tipos: Laminares (se forma cuando algunos minerales de arcillas durante el metamorfismo, originan cristales de mica blanca y negra que son laminares, estas laminas suelen

11


separarse en láminas al romperse) y cristalinas (No presentan laminas, son homogéneas. Se rompen de forma irregular sin separarse en láminas).

Mármol

Pizarra

Esquisto

2.2. Propiedades físicas de las rocas 2

La importancia de las propiedades petrofísicas, como porosidad, permeabilidad, saturación, fuerzas capilares, es porque influyen directamente en la existencia de hidrocarburos en el reservorio. Al examinar muestras pequeñas de rocas de acumulación, se puede observar ciertas variaciones en las propiedades físicas de la roca. Por tanto, se explicara a detalle cada una de estas propiedades petrofísicas que son de gran interés consideradas en una roca reservorio desde el punto de vista de ingeniería de reservorio: Porosidad



Permeabilidad





2

Saturaciones de petróleo y agua

Dake, LP. “Reservoir Engineering Fundamentals”. Elsevier. 1.978.

12


Porosidad3

2.2.1.

La porosidad es la fracción del volumen bruto total de la roca que constituyen los espacios no sólidos, y está definido por:

       = Porosidad Absoluta Vb = Volumen Bruto Vm =Volumen Matriz 2.2.1.1. Clasificación de la Porosidad

La porosidad se puede clasificar de dos maneras:

Poros Granos

Figura 2.- Porosidad Fuente: Dake, LP. “Reservoir Engineering Fundamentals”. Elsevier

En base a su origen:

Original y primario.- Es la porosidad formada simultáneamente con el



depósito de los sedimentos. Los huecos contribuyentes a este tipo, son los espacios entre los granos individuales de los sedimentos.

3

Ing. Freddy Escobar; Ing. José Escobar. “Principios de mecánica de yacimientos”. UNAM.

13




Inducida o secundaria.- Esta constituidas por cavernas, fisuras, fracturas, juntas, etc., formadas después de que los sedimentos fueron depositados, por

agentes

tales

como

soluciones

circulantes,

dolomitizacion,

movimientos tectónicos, etc. En base al volumen poroso considerado: 

Absoluta o Total.- fracción del volumen total de la roca que no está ocupado por material denso o matriz.



Efectiva.- Fracción del volumen total de la roca que está compuesto por espacios porosos que se hallan comunicados entre sí.

La porosidad es considerada: Clasificación

Porosidad %

Despreciable

0 – 5

Pobre

5 -10

Regular

10 – 15

Bueno

15 – 20

Muy Bueno

20 – 25

Excelente

˃ 25

2.2.1.2. Factores que Afectan la Porosidad

Encogimiento de los granos.- Mientras los granos de la roca sean más



uniformes mayor será la porosidad. Arreglo de los granos.- La simetría influye en el valor de la porosidad,



mientras menos simetría exista más afecta la porosidad.

14


Cementación.- Los granos están “pegados” entre sí mediante una



cementación natural que por supuesto resta espacio poroso a ser ocupado por los hidrocarburos. 

Presencia de Grietas y Cavidades.- Son factores que favorecen la porosidad.

Consolidación.- La presión de sobrecarga de un estrato crea acercamiento



entre las rocas. Mientras sea menor su efecto, mayor será el valor de porosidad. 2.2.2.

Permeabilidad 4

La permeabilidad es la facultad que tiene la roca para permitir que los fluidos se muevan a través de los espacios porosos interconectados, se tiene, por medio de La Ley de Darcy:

      K= Permeabilidad (Darcy)  Viscosidad en la dirección de recorrido del fluido cp

L= Distancia que recorre el fluido (cm) A=Sección transversal (cm2) h ΔP  Diferencia de Presión atm P2 – P1)

q= Tasa de producción (cm3/s)

4

Abdus, S y Ganesh Takur: “ Integrated Petroleum Reservoir Management” .

15


Figura 3.- Permeabilidad de una roca Fuente: Abdus, S y Ganesh Takur: “Integrated Petroleum Reservoir Management”

2.2.2.1. Permeabilidad Absoluta

Se denomina permeabilidad absoluta de la roca, cuando esta se encuentra saturada al 100% de un fluido homogéneo igual al que se usa como fluido desplazante durante la prueba. Por ejemplo si a través de un núcleo de 2.0 cm² de sección transversal y 3.20 cm de longitud, fluye agua salada de 1.0 cp. a una taza de 0.50 cm³/seg, con una presión diferencial de 2.0 atm, su permeabilidad absoluta seria:

16


         2   2



Si se reemplaza el agua salada por aceite de 3.0 cp de viscosidad, el flujo de aceite es de 0.167 cm³/seg., bajo la misma presión diferencial y la permeabilidad absoluta debería resultar:

      2 2   



Con el ejemplo se puede ver que la permeabilidad absoluta del medio poroso debe ser la misma para cualquier líquido que no reaccione con el material de la roca y que la satura al 100%; sin embargo, esta condición no se cumple con los gases y esto es atribuible precisamente, al efecto de “resbalamiento”. 2.2.2.2. Permeabilidad Efectiva

Se define como permeabilidad efectiva de una roca, a la permeabilidad de un fluido en particular cuando la saturación de este fluido en la roca es menor del 100% La permeabilidad efectiva se escribe utilizando un sub-índice para designar el fluido bajo consideración. Así por ejemplo: Ko, Kg, Kw, representan respectivamente las permeabilidades efectivas al aceite, al gas y al agua. Si en el núcleo del ejemplo anterior se mantiene una saturación de agua de 70% (Sw=70%) y de 30% de aceite (So=30%), a estas saturaciones y solo a estas, el flujo de agua salada bajo una presión diferencial de 2.0 Atms, es 0.30 cm³/seg., y el flujo de aceite es igual a 0.02 cm³/seg. Por lo tanto la permeabilidad efectiva del agua es:

   22      2   2



Mientras que la permeabilidad efectiva del aceite es de:

17


     22 2  



Se puede observar que la suma de ambas permeabilidades efectivas (0.225+0.045) es de 0.270 Darcys, menor a la permeabilidad absoluta (0.375 Darcy) calculada anteriormente. En evidente que los valores de la permeabilidad efectiva de Ko, Kg y Kw puedan variar desde cero hasta la permeabilidad absoluta (K), con excepción de la Kg, que puede valer más que la absoluta cuando la muestra está saturada al 100% de gas. 2.2.2.3. Permeabilidad Relativa La permeabilidad relativa se define como “la razón de la permeabilidad efe ctiva a la permeabilidad absoluta”

          Dónde: Kro= Permeabilidad relativa del aceite. Krg= Permeabilidad relativa del gas. Krw= Permeabilidad relativa del agua .

La razón de permeabilidades relativas expresa la habilidad que tiene un yacimiento para permitir el flujo de un fluido con respecto a su habilidad para permitir el flujo de otro fluido bajo las mismas circunstancias. 2.2.3.

Mojabilidad 5

Es el estudio de la interacción roca-fluido. La mojabilidad es el parámetro que sirve para medir la tendencia de un fluido a adherirse a una superficie sólida en presencia

5


18


de otros fluidos inmiscibles, tratando de ocupar la mayor área de contacto posible con dicho sólido. La mojabilidad es una función del tipo de fluido (por lo general petróleo y agua) y de la superficie solida (con referencia al medio poroso, roca). 2.2.3.1. Clasificación de Mojabilidad 

Mojantes.- Son aquellos que tienen la mayor tendencia a adherirse a la roca, por lo general es el agua ya que la mayoría de las rocas yacimiento son preferencialmente mojadas por agua.



No Mojantes.- Los que no se adhieren a la roca o lo hacen parcialmente.

Con referencia a la mojabilidad, los yacimientos pueden ser clasificados en: Yacimientos hidrófilos y yacimientos oleófilos. 2.2.4.

6

Presión Capilar

El hecho de que el agua y el petróleo sean inmiscibles es muy importante. Cuando tales fluidos están en contactos una interface bien definida existe. Las moléculas cerca de la interface están desigualmente atraídas por las moléculas vecinas y esto da un incremento en el nivel de energía libre en la superficie por unidad de área o tensión interfacial. Si la interface es curva la presión en el lado cóncavo excede el convexo y esta diferencia es conocida como presión capilar.

6

Matthesw, C y Russell. D. “ Pressure Buildup and Flow Test in Wells”.

19


Entrampamiento de agua entre dos granos esféricos de areniscas en un reservorio de roca mojada por agua. 

     + 2 









Dónde: Pc= Presión capilar σ Tensión Superficial

r ₁ y r ₂ = Radios de curvatura en cualquier punto de la interface donde las presiones en el Petróleo y en el agua son Po y Pw respectivamente.

Existe una relación inversa entre la presión capilar y la saturación de agua, dicha relación es llamada curva de presión capilar, la cual es medida rutinariamente en laboratorio. Para tal experimento típicamente se emplea aire vs salmuera o aire vs mercurio y la curva resultante se convierte al sistema agua-petróleo del yacimiento. 2.2.5.

Saturación7

La saturación es el porcentaje de un fluido ocupado en el espacio poroso, y está definido como: S fluidos =

 * 100 

S fluidos = Porcentaje del fluido que satura el espacio poroso Vf = Volumen del fluido dentro del espacio poroso Vp = Volumen Poroso 7


20


Si consideramos que básicamente el volumen poroso de una roca que contiene hidrocarburos, está saturada con petróleo, gas y agua tenemos que:

++ Sw = Saturación de Agua So = Saturación de Petróleo Sg = Saturación de Gas 2.2.6.

Razón de Movilidad8

La movilidad de un fluido en un medio poroso se puede definir como la relación entre la permeabilidad del medio poroso y la viscosidad del fluido. La Razón de movilidad entonces se define como la relación de flujo de un fluido desplazante y el fluido desplazado. Si se tiene que: Si M>1 Relación de Movilidad desfavorable, la fase desplazante penetra la desplazada. Si M<1 Relación de Movilidad favorable, la fase desplazante desplazará ordenadamente al petróleo. (Tipo Pistón). 2.2.7.

Compresibilidad 9

La compresibilidad de cualquier material (solido, líquido o gaseoso) en un intervalo de presión dado y a una temperatura fija se define como el cambio de volumen por unidad de volumen inicial causado por una variación de presión.

    

8 9

Craft y Hawkins. “Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos” .Second Edition.1990. Ing. Freddy Escobar; Ing. José Escobar. “Principios de mecánica de yacimientos”. UNAM.

21


Un yacimiento con varios miles de pies de profundidad está sujeto a presiones de sobrecargas causado por el peso de los estratos superiores, los cuales varían de área en área según la profundidad, naturaleza de la estructura, consolidación de la formación.

Figura 5.- Efecto de la Compresibilidad Fuente: Craft y Hawkins. “Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos”.Second Edition

La diferencia de presión entre la presión de sobrecarga y la presión interna de poro es referida como la presión de sobrecarga efectiva. Durante operaciones de reducción de presión, la presión interna del poro decrece, por lo tanto, la presión de sobrecarga efectiva aumenta. Este incremento origina los siguientes efectos: 

El volumen bruto del yacimiento se reduce



Los granos de arena dentro del espacio poroso se expanden

Estos dos cambios en el volumen tienden a reducir el espacio poroso, y por lo tanto, la porosidad de la roca. La compresibilidad generalmente decrece con incrementos en la porosidad y en la presión de sobrecarga efectiva. Se pueden distinguir tres tipos de compresibilidad: a) Compresibilidad de la Matriz (Cr) b) Compresibilidad de los Poros (Cp) c) Compresibilidad Total de la Roca (Cb)

22


2.2.7.1. Compresibilidad de la Matriz

Se define como el cambio fraccional en volumen del material solido (granos) por cambio en la unidad de presión. Se expresa por:

  (  ) 2.2.7.2. Compresibilidad de los Poros

Se define como el cambio fraccional en el volumen poroso de la roca debido al cambio en la unidad de presión. Viene dado por la siguiente relación:

  (  ) 2.2.7.3. Compresibilidad total de la Roca

Se define como el cambio fraccional en volumen del volumen bruto de la roca ocasionado por cambios en la unidad de presión. Matemáticamente se expresa:

  (  ) 2.2.7.4. Compresibilidad total del Yacimiento

Para este tipo de compresibilidad se necesita definir la compresibilidad de cada uno de los fluidos presentes en el yacimiento, que cuando mucho posee gas, petróleo y agua a la vez; además de la compresibilidad de la roca.

+++ Dónde: Ct = compresibilidad total del yacimiento psi-1 Cf= compresibilidad de la formación

23


Co= compresibilidad del petróleo Cg= compresibilidad del gas Cw= compresibilidad del agua So= saturación del petróleo Sg= saturación del gas Sw= saturación del agua

Los valores que se indican a continuación, son rangos de compresibilidades de los principales componentes de los yacimientos, y son el resultado de muchas observaciones:

2.2.7.5. Compresibilidad de la formación

En general, la compresibilidad de la formación tiene el mismo orden de magnitud que la compresibilidad del petróleo y del agua y, por lo tanto, no tiene un valor fijo. De acuerdo a estudios de laboratorio se presentan los siguientes valores promedios de compresibilidad de la formación ( Cf ):

  (  )

ó

      ( )    

24


2.3. Propiedades físicas de los Fluidos 10 2.3.1.

Factor Volumétrico del Petróleo ( βo)

El factor volumétrico de formación del petróleo, βo, es el volumen de la masa de petróleo a presión y temperatura de yacimiento dividido por el volumen de la misma masa a condiciones de superficie. El volumen de petróleo es menor en superficie comparado con el de la formación debido a diversos factores. Uno de los factores que más influye en el βo es la cantidad de gas que viene de solución cuando la presión y la temperatura caen de las condiciones del yacimiento a condiciones de superficie.

)    ( ₁  Dónde: βo = Factor volumétrico del formación del petróleo

[  ].

Vo = Volumen de petróleo a condiciones del yacimiento (incluye gas disuelto en el mismo [Bbl]. V₁ = Volumen de petróleo a condiciones de superficie (condiciones estándar) [stb].

2.3.2.

Factor Volumétrico de Formación del Gas ( β g )

El factor volumétrico de formación del gas ( βg ), es el volumen de la masa de gas a presión y temperatura del yacimiento dividido por el volumen de la misma masa de gas a condiciones de superficie. El volumen de gas es mayor en superficie comparado con el de la formación. El gas se expande debido a la reducción de temperatura y presión de condición de reservorio a superficie. Adicionalmente, cualquier fluido producido puede contener gas inicialmente disuelto en el mismo, pero con la reducción en presión y temperatura el gas saldrá de solución.

10

The Van Dyke, K. “ Fundamentals of Petroleum”. Petroleum Extension Service.1997.

25


Bajo condiciones normales, Vsc=1, Psc=14.7 atm, Tsc=60 ºF, donde T, P y Z están están a condiciones de yacimiento ( β βg ), puede ser estimada como:

 )   (   Dónde: βg = = Factor volumétrico de formación del gas

[ ].

T = Temperatura del yacimiento [ ⁰ ⁰R]. R]. P = Presion del yacimiento [psia]. Z = Factor de compresibilidad del gas a condiciones del yacimiento

[adimensional]. 2.3.3.

Factor Volumétrico Total o Bifásico ( βt )

El factor volumétrico total o bifásico βt , se define como el volumen que ocupa a condiciones de yacimiento un barril fiscal de petróleo y el gas que contenía inicialmente en solución.

Comportamiento de Bt, Bo Vs Pyac

26


2.3.4.

Razón de solubilidad

Es la cantidad de gas medida en pies cúbicos normales (PCN), que se disuelven en un barril de petróleo, medido a condiciones normales (BN), cuando la mezcla se somete a las condiciones de presión y temperatura del yacimiento se expresa en PCN/BN. La razón de solubilidad depende de: Presión



Temperatura





Composición del gas y del petróleo



Tipo de liberación

2.3.5.

Viscosidad

Es una medida de la resistencia del fluido a fluir, resultante de los efectos combinados de la cohesión y la adherencia, que se presenta en fluidos en movimiento. Es una característica de todos los fluidos, tanto liquido como gases. La viscosidad es una de las características más importantes de los hidrocarburos en los aspectos operacionales de producción, transporte, refinación y petroquímica. La viscosidad, se obtiene por varios métodos y se le designa por varios valores de medición. Es muy importante el efecto de la temperatura sobre la viscosidad de los crudos, en el yacimiento o en la superficie, especialmente concerniente a crudos pesados y extra pesados. Clasificación de la Viscosidad

Viscosidad aparente. Es una función de la viscosidad plástica con respecto al punto cedente. Viscosidad cinemática. Viscosidad en centipoise dividida por la densidad a la misma temperatura y se designa en unidades stokes o centistokes.

27


Viscosidad relativa. Es la relación de la viscosidad de un fluido con respecto a la del agua. 2.4. Clasificación de los Yacimientos 11

Un Yacimiento de Hidrocarburo se puede definir como una estructura geológica en el subsuelo conformada por rocas porosas y permeables que permiten la acumulación de hidrocarburos (Petróleo y Gas) en cantidades comercialmente explotables y rodeadas por rocas adyacentes impermeables que impiden la transmigración de los fluidos hacia otras zonas porosas.

Figura 6.- Yacimiento de Hidrocarburos Fuente: Craft b. c. y Hawkins m. f. “Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos”, Primera Edición

Los yacimientos de hidrocarburos pueden clasificarse de acuerdo a los siguientes criterios: 

Según su criterio Geológico.



Según sea el estado de los fluidos en el yacimiento o de acuerdo al al Diagrama de Fase de los Fluidos.



Según el tipo de hidrocarburos.

11

Craft b. c. y Hawkins m. f. “Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos”, (1968), Primera Edición, Traducido al Español por Hernando Vásquez-Silva, Editorial Tecnos, Madrid- España.

28


De acuerdo al mecanismo de producción.



2.4.1.

Según el criterio Geológico

2.4.1.1. Yacimientos Estratigráficos

Estos son yacimientos en donde la trampa se formó como resultado de un proceso de concentración y de repetidas erosiones de sedimentos depositados previamente o de cambios posteriores a la deposición creando discordancias que permitieron el entrampamiento de los hidrocarburos, es decir, se originaron debido a fenómenos de tipo litológico (perdida de permeabilidad), sedimentario (acuñamientos, lentejones y arrecifes) y paleogáficos (acuñamientos de erosión, paleocadenas). Se consideran dentro de esta categoría las trampas que no aparecen relacionadas con estructuras claramente definidas. Dentro de estas se pueden destacar: 

Trampas Lenticulares: Son trampas que se forman en masas lenticulares más o menos extensas y complejas, de arenas o areniscas que pasan lateralmente a margas, arcillas u otras rocas impermeables, ver la figura N°7.

Figura 7.- Trampas Lenticulares Fuente: Craft b. c. y Hawkins m. f. “Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos”, Primera Edición

a) Calizas de Agregación o amontonamiento: Estas calizas se forman in situ e incluyen arrecifes biohermos bióstromos y las calizas pelágicas. Todas consisten en esqueletos calcáreos depositados por organismos marítimos. Los arrecifes se forman por organismos que viven en el fondo del mar

29


(benthos) y se acumulan desde el fondo del mar hasta la superficie. Estos organismos son casi en su totalidad corales o algas calcáreas. b) Calizas Clásticas: Estos sedimentos se forman por la precipitación de granos minerales resultantes de la erosión y meteorización de calizas originalmente depositadas en otro lugar. El material precipitado puede consistir parcial o totalmente en detritos fósiles, granos de carbonatos, oolitas, junto con granos de arenas y partículas similares de arcilla. c) Calizas Químicas: Este tipo de sedimento se forma por la precipitación química directa de granos calcíticos de soluciones de carbonatos en mares pocos profundos. Depósitos tales como creta, caliche y travertino se producen, pero de todos estos sólo la creta ha probado ser de valor comercial como roca de acumulación. d) Calizas Dolomíticas: Estas se forman por la sustitución de molecular del calcio por el magnesio en los carbonatos de la caliza original en los sedimentos. 

Trampas Lutíticas: Esta clase de yacimientos no es muy importante comercialmente, pero pueden encontrarse en todas las series de rocas sedimentarias. El desarrollo de porosidad efectiva en lutitas ocurre solamente por medio de fracturamiento, lo que presupone la existencia de deformación orogénica.



Trampas de Rocas Evaporitas: Las rocas evaporitas son sal, anhidrita y yeso. Depósitos de considerable espesor de estas sales se forman con frecuencia en cuencas de sedimentación cuando tales cuencas no tienen un abastecimiento suficiente de clásticos. La roca de sal, lo mismo que la roca de yeso, rara vez constituyen rocas de acumulación. Sin embargo, las formaciones de anhidrita impura pueden llegar a convertirse en formaciones con buena porosidad como resultado de la lixiviación de anhidrita por el efecto de circulación de aguas, lo

30


que produce drusas y canales. No obstante, los yacimientos de anhidrita son poco frecuentes. En la siguiente figura se muestran algunos ejemplos de trampas estratigráficas

Figura 8.- Trampas Estratigráficas Fuente: Craft b. c. y Hawkins m. f. “Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos”, Primera Edición

2.4.1.2. Yacimientos Estructurales

Son aquellas trampas que fueron originadas por la acción de fuerzas tectónicas en el subsuelo y que dieron lugar a la deformación y fracturamiento de los estratos produciendo pliegues fallas y sus combinaciones. Dentro de estas se pueden destacar: 

Trampas por Fallas: Son trampas que se formaron por el cizallamiento y desplazamiento de un cuerpo rocoso a lo largo de la línea de falla. Este tipo de trampas depende de la efectividad del sello y de la permeabilidad de las capas.

31


Figura 9.- Trampas por Fallas Fuente: Craft b. c. y Hawkins m. f. “Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos”, Primera Edición



Trampas en Anticlinales y Sinclinales: En estas, los estratos que originalmente se encuentran horizontales se pliegan en forma de arcos o domos, ocasionando que los hidrocarburos migren desde abajo por medio de las capas permeables y porosas hacia el tope de la estructura.

Arenisca

Lutita generadora

Figura 10.- Trampas Estructural tipo Dómica Fuente: Craft b. c. y Hawkins m. f. “Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos”, Primera Edición



Trampas en Domos Salinos: En estas, la acumulación de los hidrocarburos ocurre a lo largo de los flancos del domo en las rocas reservorios cortada por la inyección o levantamiento del domo salino.

32


Figura 11.- Trampa Debido a un Domo Salino Fuente: Craft b. c. y Hawkins m. f. “ Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos”, Primera Edición

2.4.1.3. Yacimientos Mixtos y Combinados

Muchos yacimientos de petróleo y/o gas se consideran constituidos por combinación de trampas. Ello significa que tanto el aspecto estructural (combinación de pliegues y/o fallas) como los cambios estratigráficos en el estrato que

forma

el

yacimiento

(presencia

de

discordancias)

influenciaron

el

entrampamiento de los hidrocarburos. En la Figura N°12 se puede observar una estructura lenticular con un plano de falla que actúan como trampa para los hidrocarburos.

Figura 12.- Trampa Combinada con una Estructura Lenticular y una Falla Fuente: Craft b. c. y Hawkins m. f. “Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos”, Primera Edición

33


2.4.2.

Según el Diagrama de fases de los Fluidos

Cuando hablamos de fase nos referimos a cualquier parte del sistema, homogénea y físicamente diferente al sistema de estudio. Un ejemplo sencillo, hielo, agua líquida y vapor de agua, tres fases distintas físicamente, homogéneas y claramente separadas. Un diagrama de fases es una representación gráfica de las condiciones de presión y temperatura en la que existen los sólidos, líquidos y gases. Estos diagramas son esencialmente utilizados para:  Clasificar

los reservorios.



Clasificar naturalmente el sistema de hidrocarburos.



Describir el comportamiento de fases del fluido.

Figura 13.- Diagrama de Fases (Presión – Temperatura) Fuente: Explotación del gas y optimización de la producción 

Punto Crítico: Es el estado a condición de presión y temperatura para el cual las propiedades intensivas de las fases líquidas y gaseosas son idénticas, donde cuya correspondencia es la presión y temperatura crítica.

34




Curva de Burbujeo (Ebullición: Es el lugar geométrico de los puntos, presión, temperatura, para los cuales se forma la primera burbuja de gas, al pasar de la fase líquida a la región de dos fases, siendo este estado el equilibrio de un sistema compuesto de petróleo crudo y gas, en la cual el petróleo ocupa prácticamente todo el sistema excepto en una cantidad infinitesimal de gas. El yacimiento de punto de burbujeo se considera cuando la temperatura normal está debajo de la temperatura crítica, ocurriendo también que a la bajada de la presión alcanzará el punto de burbujeo.



Curva de Roció (Condensación): Es el lugar geométrico de los puntos, presión temperatura, en los cuales se forma la primera gota de líquido, al pasar de la región de vapor a la región de las dos fases. El punto de rocío es análogo al punto de burbuja, siendo el estado en equilibrio de un sistema que está compuesto de petróleo y gas, lugar en la cual el gas ocupa prácticamente todo el sistema dando excepción a cantidades infinitesimales de petróleo.



Región de dos fases: Es la región comprendida entre las curvas de burbujeo y rocío (cricondenbara y cricondenterma). En esta región coexisten en equilibrio, las fases líquida y gaseosa.



Cricondenbara: Es la máxima presión a la cual pueden coexistir en equilibrio un líquido y su vapor.



Cricondenterma: Es la máxima temperatura a la cual pueden coexistir en equilibrio un líquido y su vapor.



Zona de Condensación Retrógrada: Es aquella cuya zona está comprendida entre los puntos de las curvas cricondenbara y cricondenterma (punto crítico y punto de rocío), y que a la reducción de presión, a temperatura constante, ocurre una condensación.

35




Petróleo Saturado: Es un líquido que se encuentra en equilibrio con su vapor (gas) a determinada presión y temperatura. La cantidad de líquido y vapor puede ser cualesquiera. En este sentido la presión de saturación es la presión a la cual líquido y vapor están en equilibrio. En algunos casos la presión de burbujeo o presión de rocío puede usarse sinónimamente como presión de saturación.



Petróleo Bajo Saturado: Es el fluido capaz de recibir cantidades adicionales de gas o vapor a distintas condiciones de presión y temperatura, en un fluido no saturado, la disminución de la presión no causa liberación de gas existente en solución en el fluido.



Petróleo Súper Saturado: Es aquel fluido que a condiciones de presión y temperatura que se encuentra, tiene una mayor cantidad de gas disuelto que el que le correspondería en condiciones de equilibrio.



Saturación crítica de un Fluido: Es la saturación mínima necesaria para que exista escurrimiento de dicho fluido en el yacimiento. Inicialmente toda acumulación de hidrocarburos tiene su propio diagrama de fases que depende sólo de la composición de la mezcla. De acuerdo a esto, los yacimientos de hidrocarburos se encuentran inicialmente, ya sea en estado monofásico (A, B y C) o en estado bifásico (D), de acuerdo con la composición relativa de sus presiones y temperaturas en los diagramas de fases. Cuando la presión y la temperatura iniciales de un yacimiento caen fuera de la región de dos fases pueden comportarse: 1. Como yacimientos normales de gas (A), donde la temperatura del yacimiento excede el cricondentérmico.

36


2. Como yacimiento de condensado retrógrado (de punto de rocío) (B), donde la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica del punto cricondentérmico. 3. Como yacimientos de petróleo bajo-saturado (de punto burbujeo) donde, la temperatura del yacimiento está debajo de la temperatura crítica. Cuando la presión y la temperatura iníciales del yacimiento caen dentro de la región de dos fases pueden comportarse: 1. Como yacimientos de petróleo saturado, donde, existe una zona de petróleo con un casquete de gas. 2. Como yacimiento de petróleo saturado sin estar asociados a un casquete de gas, esto es, cuando la presión inicial es igual a la presión de saturación o de burbujeo. La presión y temperatura para este tipo de yacimientos se localizan exactamente sobre la línea de burbujeo (E). Los yacimientos de hidrocarburos se pueden clasificar de acuerdo al diagrama de fase en los siguientes tipos: 2.4.2.1. Yacimientos de Gas o de Una Sola Fase Gaseosa

Si la temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica de la mezcla de hidrocarburos. Considérese, por ejemplo, un yacimiento con un fluido compuesto por una determinada mezcla de hidrocarburos y con una temperatura inicial de 300 °F y presión inicial de 3700 psia (punto A en la Figura N° 13), Como el punto A se encuentra fuera de la región de dos fases, a la derecha del punto cricondentérmico, se halla en estado gaseoso y solo existirá gas seco o gas húmedo en el yacimiento a cualquier presión. Los términos gas seco o gas húmedo se utilizan para diferenciar entre dos tipos de gases.

37


2.4.2.2. Yacimientos de Punto de Rocío o de Condensado Retrógrado

Si la temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura crítica y menor que la temperatura cricondentérmica. Considérese de nuevo el yacimiento con el mismo fluido, pero a una temperatura de 180 °F y presión inicial de 3300 psia. Este punto corresponde al punto B en la figura, a la derecha del punto crítico y a la izquierda del punto cricondentérmico, donde el fluido se encuentra en estado gaseoso. Cuando la presión disminuye, debido a la producción, ocurre el proceso de condensación retrógrada que se desarrolla de la manera siguiente: el gas comienza a condensarse en el punto de rocío, B1 (2545 psia) y si continúa la disminución en la presión, se produce una mayor condensación de líquido del fluido del yacimiento en forma de rocío. Debido a esto, la fase gaseosa disminuye su contenido líquido y el líquido condensado se adhiere al material sólido de la roca y permanecerá inmóvil. Por consiguiente, el gas producido en la superficie tendrá un contenido líquido menor aumentando la razón gas-petróleo de producción. Este proceso, denominado condensación retrógrada, continúa hasta llegar a un valor máximo de la relación líquido vapor en el punto B2 (2250 psia). Es importante señalar que el término retrógrado se emplea porque generalmente durante una dilatación isotérmica ocurre vaporización en lugar de condensación. En realidad, cuando se alcanza el punto de rocío, debido a que la composición del fluido producido varía, la composición del fluido remanente en el yacimiento también cambia y la curva envolvente comienza a desviarse. 2.4.2.3. Yacimientos de Punto de Burbujeo, Subsaturados o de gas Disuelto

Si la temperatura del yacimiento es menor que la temperatura crítica de la mezcla de hidrocarburos.

38


Cuando el fluido se encuentra inicialmente en el punto C (3000 psia y 75 °F), a la izquierda de la temperatura crítica y encima de la curva del punto de burbujeo. A medida que la producción tiene lugar, la presión en el yacimiento disminuye hasta que se comienza a formar vapor en el punto de burbujeo, C1 (2250 psia), originándose entonces 2 fases: vapor y líquido. Por debajo del punto de burbujeo aparecen burbujas o una fase de gas libre. Si continúa la disminución de la presión, continúa también la vaporización del líquido, con lo cual aumenta la cantidad de vapor y disminuye la de líquido. 2.4.2.4. Yacimientos con Capa de Gas o Yacimientos Saturados

Si la mezcla de hidrocarburos se encuentra dentro de la envolvente en la región de dos fases. Si la mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente a 2500 psia y 150 °F, punto D dentro de la envolvente de los puntos de rocío y de burbujeo, se trata de un yacimiento de dos fases que contiene una zona de líquido o de petróleo con una capa de gas en la parte superior. Cuando la presión disminuye, por efecto de la producción, la razón gas líquido aumenta. 2.4.3.

Según el tipo de Hidrocarburos

2.4.3.1. Yacimientos de Petróleo

Una mezcla de hidrocarburos que se encuentra en estado líquido, en condiciones de yacimiento, comúnmente se conoce como petróleo crudo. Este a su vez, se subclasifica en dos tipos según el líquido producido en la superficie: Petróleo Negro y Petróleo Volátil.

39


Figura 14.- Diagrama de fase para un Petróleo Fuente: Explotación del gas y optimización de la producción 

Petróleo Crudo de Bajo Rendimiento o Petróleo Negro: Contienen la presencia de componentes mayores que el heptano en un 30%, lo cual indica la gran variedad de compuestos químicos que incluyen moléculas grandes, pesadas y no volátiles. Se encuentran caracterizados por tener una relación gas-petróleo de 2000 PCN/BN o menos y un factor volumétrico del petróleo inicial en la formación de 2 BY/BN o menor. La palabra "negro" no es quizas la más apropiada, ya que el petróleo producido no siempre es negro, sino que varía en la gama de negro, gris y parduzco en general de colores oscuros, con una gravedad menor de 45 °API. El diagrama de fase de un petróleo negro se presenta en la Figura N° 15:

40


Figura 15.- Diagrama de fase para Petróleo Negro Fuente: Explotación del gas y optimización de la producción 

Petróleo Volátil: Los petróleos volátiles o Cuasi críticos son fluidos muy livianos que se presentan en estado líquido en el yacimiento, puesto que la temperatura de éste es muy cercana a la temperatura crítica del fluido. Estos petróleos exhiben un alto grado de merma, que por lo general alcanza un 40% del espacio poroso disponible para hidrocarburos para una reducción de presión de sólo 10 psi. Este fenómeno se comprende fácilmente a partir del diagrama de fases que se muestra en la Figura N° 16. Se observa que las líneas de calidad cercanas al punto crítico y a la temperatura de yacimiento se encuentran muy juntas y casi paralelas a los puntos de burbujas. Los petróleos volátiles o de alta merma contienen menos moléculas pesadas que los de baja merma, y son crudos de colores verdosos hasta anaranjados oscuros, con gravedad °API de 45 o mayores, y una relación gas-petróleo entre 2000-8000 PCN/BN.

41


Figura 16.- Diagrama de fase para Petróleo Volátil Fuente: Explotación del gas y optimización de la producción

2.4.3.2. Yacimientos de Gas

Una mezcla de hidrocarburos que se encuentra en estado gaseoso en el yacimiento se clasifica en Gas Condensado o Retrógrado, Gas Húmedo y Gas Seco, dependiendo de sus diagramas de fases y condiciones del yacimiento. 

Gas Condensado o Retrogado: Son reservorios donde los hidrocarburos se encuentran en fase gaseosa o en la curva de rocío a condiciones iniciales del yacimiento, durante el agotamiento isotérmico de presión, el gas entra a la región bifásica presentando una condensación retrógrada, hasta alcanzar la saturación crítica del líquido. La temperatura se encuentra entre los valores de temperatura crítica y temperatura cricondentérmica. Los condesados presentan una gravedad API entre 40° y 60°, con relación gas-petróleo entre 5000 y 100000 (PCN/BN) y su color varía desde incoloro hasta amarrillo claro.

42


Figura 17.- Diagrama de fase para yacimiento de Gas Condensado cerca al punto crítico-condensado Fuente: Explotación del gas y optimización de la producción 

Gas Húmedo: Son aquellos que presentan la mezcla de hidrocarburos en fase gaseosa en el yacimiento pero en superficie se presenta de forma bifásica, la temperatura del yacimiento es mayor a la temperatura cricondentérmica, su gravedad API>60° por lo cual están formados principalmente por hidrocarburos livianos. Presenta componentes intermedios y el líquido es incoloro. Su relación gas-petróleo es mayor a 15.000 y permanece constante a lo largo de la vida productiva del yacimiento.

43


Figura 18.- Diagrama de fase para yacimiento de Gas húmedo Fuente: Explotación del gas y optimización de la pr oducción 

Gas Seco: Son aquellos reservorios en los cuales la mezcla de hidrocarburo se mantienen en fase gaseosa tanto en el yacimiento como en superficie. La temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica, posee una composición de 96% metano y sólo se puede obtener líquidos mediante la aplicación de procesos criogénicos. Su relación gas-líquido es mayor a 100.000 (PCN/BN). Durante su producción no se obtiene petróleo.

Figura 19.- Diagrama de fase para yacimiento de Gas Seco Fuente: Explotación del gas y optimización de la pr oducción

44


TIPO DE FLUIDO

GRVEDAD °API

RELACION GAS PETROLEO RGP (PCN/BN)

% MOLAR DE C7+

COLOR DEL LIQUIDO EN TANQUE

Negro, Gris, Verde Oscuro y Parduzco Verdosos a Anaranjados oscuros

Petróleo Negro

˂ 45°

˂ 2000

˃ 20%

Petróleo Volátil

45 – 60

2000 – 8000

12 – 20%

Gas Condensado o Retrogrado

˃ 50°

8000 – 7000

5 – 12%

Claro sin Color

Gas Húmedo

˃ 60°

60000 – 100000

˂ 5%

Color Claro

Gas Seco

No se mide

˃ 100000

˂ 1%

No produce liquido en superficie

Tabla 3.- Características que identifican el tipo de Fluido del Yacimiento

2.4.4.

Mecanismos de Producción 12

Se pueden definir como los procesos a través del cual la energía acumulada en los diferentes entes que conforma el yacimiento es liberada, dando lugar al desplazamiento de los fluidos a través del sistema poroso de las rocas del yacimiento hasta los pozos productores. Los principales agentes de desplazamiento en los yacimientos de petróleo son el agua y el gas, estos pueden actuar solo o combinados. El proceso de entender el comportamiento de un yacimiento requiere la identificación de los mecanismos que impulsan los fluidos hacia los pozos perforados en el yacimiento. La existencia de estos mecanismos se debe al proceso de formación de la roca y de acumulación de los hidrocarburos y a las condiciones de presión y temperatura existentes en el yacimiento. Normalmente existe más de un mecanismo responsable de la producción de los fluidos del yacimiento, pero sólo uno será dominante en un intervalo de tiempo.

12

Ing. Franco F. Sivila A. “Fundamentos de Ingeniería Petrolera”. Pr imera imera edición. Universidad mayor, real y pontificia de San Francisco Xavier de Chuquisaca. Sucre-Bolivia.2009.

45


Durante la vida productiva del yacimiento, varios mecanismos pueden alcanzar la condición de dominante. La condición más fundamental para que se efectúe el flujo de los fluidos desde las rocas del yacimiento hacia los pozos, es que se establezca un gradiente de presión desde el yacimiento hasta el fondo de los pozos y desde estos hasta la superficie. Adicionalmente la roca debe tener la permeabilidad necesaria para permitir que los fluidos que esta contienen se puedan mover a través del sistema poroso de las rocas. Es importante acotar, que a medida que la saturación de petróleo se reduce en el yacimiento, la permeabilidad efectiva de la roca para este fluido también se reduce y la movilidad del gas o el agua aumentan de tal manera que existe menos flujo de petróleo en el yacimiento a medida que este disminuye su saturación en la roca y generando que las tasas de producción de crudo disminuya con el tiempo y las tasa de producción de gas y agua aumenten. Los yacimientos se clasifican en los siguientes tipos según su principal fuente de energía natural: 2.4.4.1. Empuje por Gas en Solución Solución o Reservorio cerrado

Este mecanismo también recibe los siguientes nombres, como empuje por gas disuelto, empuje por gas interno. Una vez iniciada en el yacimiento la liberación del gas disuelto en el aceite, al alcanzarse la presión de saturación, el mecanismo de desplazamiento del aceite se deberá, primordialmente, al empuje de gas disuelto liberado; ya que si bien es cierto que tanto el agua intersticial y la roca continuaran expandiéndose, su efecto resulta despreciable, puesto que la compresibilidad del gas es mucho mayor que el de otro componentes de la formación. El gas liberado no fluye inicialmente hacia los pozos, si no que se acumulan en forma de pequeñas burbujas aisladas, las cuales por motivo de declinación de la presión, llegan a formar posteriormente una fase continua, que permitirá el flujo de gas hacia los pozos.

46


La saturación de gas mínima para que ocurra flujo del mismo se llama saturación de gas critica, la relación gas petróleo producido disminuye ligeramente, en que el gas disuelto en el petróleo, que se libera, queda atrapado en el yacimiento. El gas liberado llena totalmente el espacio desocupado por el petróleo producido. La saturación de petróleo disminuirá constantemente, a causa de su producción y encogimiento por liberación de gas disuelto. Por lo tanto, mientras la permeabilidad del petróleo disminuye constantemente, la permeabilidad del gas aumentara. El gas fluirá más fácilmente que el petróleo, debido a que es más ligero, menos viscoso y a que su trayectoria de desplazamiento por la parte central de los poros de esta manera la relación gas-petróleo producido en la superficie mostrara un progresivo incremento, hasta que la presión del yacimiento decline substancialmente. Cuando esto ocurra, la relación medida en la superficie disminuirá, debido a que las presiones bajas, los volúmenes de gas en el yacimiento se aproximan a los volúmenes medidos en la superficie.

Figura 20.- Mecanismo por Gas en Solución Fuente: Explotación del gas, Ing. José Escobar

Debido a que este tipo de mecanismo se presenta generalmente en yacimientos cerrados, la producción de agua es muy pequeña o nula. Las recuperaciones por empuje de gas disuelto son casi siempre bajas.

47


2.4.4.2. Empuje por Capa de Gas

Cuando el gas acumulado sobre el petróleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa genera un empuje sobre el petróleo hacia los pozos. La recuperación de un campo con capa de gas es del 40% a 50%. Para este tipo de mecanismo de producción se considera que la presión inicial del reservorio es exactamente igual a la presión del punto de burbuja. Debido a que existe un equilibrio entre el petrolero y el gas, por el transcurso del tiempo geológico, con la capa de Gas el petrolero está manteniendo la máxima cantidad de gas en solución. La eficiencia de recuperación del gas insitu u original en sitio es de 20 a 40%. Las características del reservorio que originan que la expansión de una capa de gas recupere más petróleo son: 

Baja Viscosidad



Alta gravedad API del petróleo



Alta permeabilidad de Formación.



Alto relieve estructural



Gran diferencia de densidad entre el petróleo y el gas.

Figura 21.- Mecanismo por Capa de Gas Fuente: Explotación del gas, Ing. José Escobar

48


2.4.4.3. Empuje por Agua

El empuje por agua es considerado el mecanismo natural más eficiente para la extracción de petróleo. Su presencia y actuación puede lograr que se produzca hasta 60% y quizás más del petróleo en sitio. En este tipo de producción natural no existe capa de gas por lo que la presión inicial es mayor que la presión del punto de burbuja. Cuando la presión se reduce debido a la producción de fluidos, se crea un diferencial de presión a través del contacto agua-petróleo. Cuando la presión se reduce debido a la producción de fluidos, se crea un diferencial de presión a través del medio poroso agua-petróleo. De acuerdo con las leyes básicas de fluidos en medio porosos, el acuífero reacciona haciendo que el agua contenida en él, invada al reservorio de petróleo originando INTRUSION O INFLUJO lo cual no solo ayuda a mantener la presión sino que permite un desplazamiento inmiscible del petróleo que se encuentra en la parte invadida.

Figura 22.- Mecanismos por Empuje de Agua Fuente: Explotación del gas, Ing. José Escobar

49


La intrusión ocurre debido a: 

A la expansión del acuífero. A medida que se reduce la presión, el agua se expande y reemplaza parcialmente los fluidos extraídos del reservorio.



El agua que rodea el reservorio de petróleo está en contacto con agua proveniente de la superficie.

La eficiencia de recuperación para reservorio por empuje de agua está en el rango de 10% a 75% de recuperación. Dependiendo de la forma como ingresa el agua al reservorio con empuje por agua se denominan: 

Reservorios por empuje de fondo: en el cual la formación es usualmente de gran espesor con suficiente permeabilidad vertical, tal que el agua puede moverse verticalmente.



Reservorio por empuje lateral en el cual el agua se mueve hacia el reservorio desde los lados.

Los indicadores para determinar la presencia de un empuje de agua son: 

El hidrocarburo está rodeado por agua.



Debe existir suficiente permeabilidad para emitir el movimiento del agua.



A medida que el tiempo transcurre, la producción de agua incrementa.



El método de balance de materias es el mejor indicador.

2.4.4.4. Empuje por la Compresibilidad de la Roca y Fluidos

Cuando ocurre una disminución de presión en el yacimiento la roca porosa donde se encuentra nuestro fluido puede ser modificada físicamente por medio de los esfuerzos de presión que se ejercen sobre esta, al disminuir la presión la roca va a tender a expandirse, pero, tiende a expandirse hacia donde esta encuentre menos dificultad en sus poros.

50


Estos poros podrían o no estar saturados de fluidos, si lo están este efecto de reducción de porosidad por la compresión de la roca genera la expulsión del fluido que encuentra en estos espacios vacíos, hacia una zona donde tenga menor presión que será nuestro pozo. De una forma similar ocurre con el fluido que se encuentra en los poros de nuestra roca, Al reducir la presión y comprimir el volumen poroso, este fluido tiende a expandirse y desplazarse hacia donde exista menor diferencial de presión. 

Compresibilidad de la Roca: Este mecanismo de producción se ve influenciado por fuerzas capilares debido a la presión capilar, fuerzas gravitacionales debido a la gravedad, y fuerzas viscosas debidas a los diferenciales de presión y a potenciales de flujo, no afecta a la presión del yacimiento si se encuentra por encima o por debajo de la presión de burbujeo.

Figura 23.- Compresibilidad de la Roca Fuente: Explotación del gas, Ing. José Escobar



Compresibilidad de los líquidos: Cuando ocurre un pequeño cambio de presión, la expansión de los fluidos se origina para contrarrestar el vacío en el espacio poroso.

Figura 24.- Compresibilidad de los Líquidos Fuente: Explotación del gas, Ing. José Escobar

51


2.4.4.5. Empuje por Segregación Gravitacional

La segregación gravitacional ocurre en yacimientos de petróleo como resultado de la diferencia de densidades de los fluidos del yacimiento y que tienen un alto relieve vertical, buena comunicación vertical y donde existan fluidos de baja viscosidad. Los cuales han estado sujetos a las fuerzas de gravedad. Debido al largo período de tiempo que toman los procesos de migración y acumulación se asume que los fluidos están en equilibrio y de ser así entonces, los contactos agua-petróleo y gaspetróleo son esencialmente horizontales. En

este

mecanismo

de

producción

actúan

principalmente

las

fuerzas

gravitacionales, pero también la viscosidad y las fuerzas capilares. Existe una propiedad de la roca que depende de la disposición de los granos y por tanto de la dirección, es definida como la capacidad que tiene la roca de dejar pasar fluidos a través de ella, denominada permeabilidad. En este tipo de mecanismo las condiciones de desplazamiento vertical deben ser favorables, centrando entonces la atención en la alta permeabilidad vertical. Otros factores que permiten una menor resistencia al flujo son el ángulo de buzamiento de los estratos y menor viscosidad de petróleo. Con un buzamiento pronunciado habrá una mayor eficiencia del mecanismo, ya que el petróleo desde el tope de la columna se reemplaza por gas liberado y drena hacia abajo fundamentalmente debido a la gravedad. Las características de producción que indican la ocurrencia de un drenaje gravitacional o segregación son las siguientes: 

Variaciones del GOR con la estructura.



Aparente mejora del comportamiento de la permeabilidad relativa gas/petróleo.



Aparente tendencia al mantenimiento de presión.

52


Figura 25.- Mecanismo por Segregación Gravitacional Fuente: Explotación del gas, Ing. José Escobar

Mecanismo

Presión de Yacimiento

Gas en Solución

Declina rápido y continuo

Capa de Gas

Cae lento y continuo

Empuje por Agua

Expansión Liquida y Roca Segregación Gravitacional

Permanece alta. P depende del Caudal Declina rápido y continuo P i ˃ P b

Declina rápido y continuo

GOR

W p

Eficiencia

Lo. Alto, incrementa y cae Crece cont. En formaciones inclinadas

No, excepto alto Sw

5 – 35% Prm 20% 20 – 40% Prm 25%

Despreciable

0˃

Permanece bajo si P es alta

Pozos bajos tienen W p que crece

35 – 80% Prm 50%

Permanece bajo y constante

No, excepto alto Sw

1 – 10% Prm 3%

Bajo en form. Poco inclinado. Alto en form. inclinadas

Despreciable

40 – 80% Prm 60%

Tabla 4.- Características que identifican el tipo de Mecanismo Natural de Empuje en el yacimiento

2.5. Completación de Pozos 13

Un pozo perforado representa el conducto o canal que permite la comunicación entre el reservorio y la superficie, por el cual se extrae la información y los fluidos que se encuentran en el reservorio.

13

Completación de Pozos Petroleros, Ing. Mario Arrieta.

53


La terminación es la fase más importante en la vida de un pozo, porque comprende todas las operaciones entre la perforación y la puesta en producción. Una terminación ideal minimiza el costo inicial de un pozo, incide sobre la rentabilidad del mismo a lo largo de su vida productiva. Se entiende por completación o terminación al conjunto de trabajos que se realizan en un pozo después de la perforación o durante la reparación, para dejarlos en condiciones de producir eficientemente los fluidos de la formación o destinarlos a otros usos, como inyección de agua o gas. Los trabajos pueden incluir el revestimiento del intervalo productor con tubería lisa o ranurada, la realización de empaques con grava o el cañoneo del revestidor y, finalmente, la instalación de la tubería de producción. Para el diseño de un Programa de Terminación, se debe tener en cuenta las condiciones ambientales, restricciones y los recursos. Factores que determinan el diseño de la Completación de Pozos: 

Tasa de producción requerida.



Reservas de zonas a completar.



Mecanismos de producción en las zonas o yacimientos a completar.



Necesidades futuras de estimulación.



Requerimientos para el control de arena.



Futuras reparaciones.



Consideraciones para el levantamiento artificial por gas, bombeo mecánico. Etc.



Posibilidades de futuros proyectos de recuperación adicional del petróleo.



Inversiones requeridas.

54


2.5.1.

Completaciones de acuerdo a las Características del Pozo

2.5.1.1. Hueco Abierto

Este tipo de completación se realiza en zonas donde la formación está altamente compactada, siendo el intervalo de completación o producción normalmente grande (100 a 400 pies) y homogéneo en toda su longitud. Consiste en correr y cementar el revestimiento de producción hasta el tope de la zona de interés, seguir perforando hasta la base de esta zona y dejarla sin revestimiento. Este tipo de completación se realiza en yacimientos de arenas consolidadas, donde no se espera producción de agua/gas ni producción de arena ó derrumbes de la formación. Ventajas 

Se eliminan costos de cañoneo.



Existen un máximo diámetro del pozo en el intervalo completado.



Es fácilmente profundizable.



Puede convertirse en una técnica de completamiento; con forro o revestidor cañoneado.



Se adapta fácilmente a las técnicas de perforación a fin de minimizar el daño a la formación dentro de la zona de interés.



La interpretación de registro o perfiles de producción no es crítica.



Reduce el costo de revestimiento.

Desventajas 

Presenta dificultad para controlar la producción de agua y gas, excepto si el agua viene de la zona inferior.



No puede ser estimulada selectivamente.



Puede requerir frecuentes limpiezas si la formación no es compactada

55




Como el completamiento del hueco abierto descansa en la resistencia de la misma roca para soportar las paredes del hueco es de aplicación común en rocas carbonatadas (calizas y dolomitas).

Figura 26.- Completación Hueco Abierto Fuente: Completación de Pozos Petroleros, Ing. Mario Arrieta

2.5.1.2. Hueco Abierto con Forro o Tubería Ranurada

Este tipo de completación se utiliza mucho en formaciones no compactadas debido a problemas de producción de fragmentos de rocas y de la formación, donde se produce generalmente petróleos pesados. En una completación con forro, el revestidor se asienta en el tope de la formación productora y se coloca un forro en el intervalo correspondiente a la formación productiva. Dentro de este tipo de completación encontramos la siguiente clasificación: Ventajas 

Se reduce al mínimo el daño a la formación.

56




No existe costos por cañoneo.



La interpretación de los perfiles no es crítica.



Se adapta fácilmente a técnicas especiales para el control de arena.



El pozo puede ser fácilmente profundizable.

Desventajas 

Dificulta las futuras reparaciones.



No se puede estimular selectivamente.



La producción de agua y gas es difícil de controlar.



Existe un diámetro reducido frente a la zona o intervalo de producción.

Figura 27.- Completación Sencilla con Tubería Ranurada Fuente: Completación de Pozos Petroleros, Ing. Mario Arrieta

57


Figura 28.- Completación Sencilla con Tubería Ranurada y Empaque con Grava Fuente: Completación de Pozos Petroleros, Ing. Mario Arrieta

2.5.1.3. Tubería de Revestimiento Perforada (Cañoneada)

Es el tipo de completación que más se usa en la actualidad, ya sea en pozos poco profundos (4000 a 8000 pies), como en pozos profundos (10000 pies o más). Consiste en correr y cementar el revestimiento hasta la base de la zona objetivo, la tubería de revestimiento se cementa a lo largo de todo el intervalo o zonas a completar, cañoneando selectivamente frente a las zonas de interés para establecer comunicación entre la formación y el hueco del pozo. Ventajas 

La producción de agua y gas es fácilmente prevenida y controlada.



La formación puede ser estimulada selectivamente.



El pozo puede ser profundizable.



Permite llevar a cabo terminaciones adicionales como técnicas especiales para el control de arena.



El diámetro del pozo frente a la zona productiva es completo.



Se adapta a cualquier tipo de configuración mecánica.

58


Desventajas 

Los costos de cañoneo pueden ser significativos cuando se trata de intervalos grandes.



Se reduce el diámetro efectivo de hoyo y la productividad del pozo.



Pueden presentarse trabajos de cementación.



Requiere buenos trabajos de cementación.



La interpretación de registros o perfiles es crítica.

Figura 29.- Completación con Tubería de Revestimiento Perforada (Cañoneada) Fuente: Completación de Pozos Petroleros, Ing. Mario Arrieta

2.5.2.

Completaciones de acuerdo a la Configuración Mecánica

2.5.2.1. Completación Sencilla

Este tipo de completación es una técnica de producción mediante la cual las diferentes zonas productivas producen simultáneamente o lo hacen en forman selectiva por una misma tubería de producción. Este tipo de completación se aplica donde existe una o varias zonas de un mismo yacimiento. En completaciones de

59


este tipo, todos los intervalos productores se cañonean antes de correr el equipo de completación. Además de producir selectivamente la zona petrolífera, este tipo de completación ofrece la ventaja de aislar zonas productoras de gas y agua. En caso de que la zona petrolífera no tenga suficiente presión como para levantar la columna de fluido hasta la superficie se pueden utilizar métodos de levantamiento artificial. Entre las variedades de este tipo de completación se tiene: 

Completación Sencilla Convencional: Este tipo de completación se realiza para la producción de una sola zona, a través de la tubería de producción.

Figura 30.- Completación Sencilla Convencional Fuente: Completación de Pozos Petroleros, Ing. Mario Arrieta



Completación Sencilla Selectiva: Consiste en separar las zonas productoras mediante empacaduras, produciendo a través de mangas ó válvulas de circulación.

60


Figura 31.- Completación Sencilla Selectiva Fuente: Completación de Pozos Petroleros, Ing. Mario Arrieta

2.5.2.2. Completación Múltiple

Se utiliza cuando se quiere producir simultáneamente varias zonas petrolíferas (yacimientos) en un solo pozo, sin mezclar los fluidos. Generalmente reduce el número de pozos a perforar. Ventajas 

Pueden obtenerse altas tasas de producción.



Pueden producirse varios yacimientos a la vez.



Existe un mejor control del yacimiento, ya que se pueden probar las diferentes zonas con miras a futuros proyectos.

Desventajas 

En zonas de corta vida productiva, se traduce en mayores inversiones.



En caso de trabajos de reacondicionamiento, el tiempo de taladro es elevado.



Aumenta el peligro de pesca de equipos y tubería.

61


Entre los principales tipos de completaciones múltiples, se destacan: 

Completación Doble con una Tubería de Producción y una Empacadura de Producción: Este tipo de completación, la zona superior produce a través del espacio anular revestidor / tubería de producción, mientras que la zona inferior produce a través de la tubería de producción. Generalmente, se aplica donde la zona superior no requiera levantamiento artificial, no tenga problemas de arena, corrosión, etc.

Figura 32.- Completación Doble con una Tubería de Producción y una Empacadura de Producción Fuente: Completación de Pozos Petroleros, Ing. Mario Arrieta

Ventaja 

Bajo Costo.

Desventajas 

La zona superior no puede ser producida por la tubería de producción a menos que la zona inferior esté aislada.



El revestidor está sujeto a presión de la formación y a la corrosión de los fluidos.

62




La reparación de la zona superior requiere que se mate primero la zona inferior.



La producción de arena en la zona superior puede atascar la tubería de producción.

 

La conversión a levantamiento artificial es difícil de implantar.

Completación Doble con Tuberías de Producción Paralelas y Múltiples Empacaduras de Producción: Mediante este diseño se pueden producir varias zonas simultáneamente y por separado a través del uso de tuberías de producción paralelas y empacaduras dobles.

Figura 33.- Completación Doble con Tuberías de producción paralelas y múltiples empacaduras de producción Fuente: Completación de Pozos Petroleros, Ing. Mario Arrieta

Ventajas 

Se puede producir con levantamiento artificial por gas.



Se pueden realizar reparaciones con tuberías concéntricas y con equipo manejado a cable en todas las zonas.

Desventajas 

Alto costo inicial.

63




Las reparaciones que requieran la remoción del equipo de producción pueden ser muy costosas.



Las tuberías y empacaduras tienen tendencia a producir escapes y filtraciones.



Completación de tres Zonas con dos Sartas o tres Sartas: Este tipo de diseño puede llevarse a cabo utilizando dos ó más tuberías y empacaduras de producción. Cuando se requiere la producción vertical independiente de tres estratos se opta por la terminación triple. La selección del ensamblaje de las tuberías de educción depende, naturalmente, de las condiciones de flujo natural de cada yacimiento. Generalmente puede decidirse por la inserción de dos sartas para dos estratos y el tercero se hará fluir por el espacio anular. Otra opción es la de meter tres sartas de educción.

Figura 34.- Completación de tres zonas con dos sartas o tres sartas Fuente: Completación de Pozos Petroleros, Ing. Mario Arrieta

64


Ventaja 

Permite obtener alta tasa de producción por pozo.

Desventajas 

Dificultad para su instalación y remoción de los equipos en los futuros trabajos de reparación.



2.5.3.

Son muy susceptibles a problemas de comunicación, filtraciones, etc.

Cabezal de Pozo

Es un equipo superficial que constituye la conexión con todo el equipo subsuperficial, el soporte para los casings y tubings, para controlar la producción de los hidrocarburos, así como todas las operaciones que sean necesarias para el control, mantenimiento, limpieza y reparación del pozo. El Cabezal de pozo, está compuesto por las partes ensambladas en la parte superior de las cañerías de revestimiento de un pozo, sirviendo para soportar las sartas, aportando aislamiento entre ellas. Está diseñado con factores de seguridad que se basan en normas técnicas, por lo que no se debe someter a mayores presiones que las recomendadas. Los cabezales son fabricados de aceros muy resistentes en función de las altas presiones que deben soportar por tiempos indefinidos y asimismo resistentes a las condiciones de alta corrosión interna y externa en el are del pozo. Su ensamblaje es hermético a fin de evitar fugas de gas o petróleo desde el pozo al terreno o problemas de eventuales descontroles. El tipo de cabezal a ser usado depende de las condiciones del pozo. Se requiere un cabezal de alta presión (>10000 psi) cuando la formación productora es de alta presión de flujo y de cierre. Por el contrario en pozos de baja presión y flujo débil se usaran cabezales de presiones bajas (< 2000 psi)

65


La boca de pozo involucra la conexión de las cañerías de subsuelo con las de superficie que se dirigen a las instalaciones de producción. El "colgador de cañerías" y el "puente de producción" son los componentes principales de la boca de pozo. Cada una de las cañerías utilizadas en el pozo (guía, casing, intermedia) debe estar equipada con un "colgador" para soportar el tubing. Este colgador va enroscado en la extremo superior de la cañería, y debe ser el adecuado para soportar a la cañería de menor diámetro El cabezal del pozo está conformado básicamente por tres grupos o partes de accesorios: 1. Los colgadores de los casings 2. El colgador del tubing 3. Arbolito de navidad 2.5.3.1. Colgador de los Casing

Es el que permite que cada sarta pueda ser bajada en forma independiente, proveyendo un pasaje maximo para la instalacion de valvulas para gas lift o packers.

Figura 35.- Colgador de Casing Fuente: Completación de Pozos Petroleros, Ing. Mario Arrieta

66


Figura 36.- Ubicación de los Colgadores Fuente: Completación de Pozos Petroleros, Ing. Mario Arrieta

2.5.3.2. Colgador de Tubing

Durante la perforación de un pozo, al bajar la sarta de arreglo de cañerías, es necesario instalar sólidos soportes en superficie en el cual se agarrara la cañería. Cada parte del arreglo de la cañería es soportado por el cabezal de la cañería que fue instalado en el tope de la cañería cuando esta fue bajada y cementada. Cada parte del cabezal de cañería, tiene cuñas y grampas para fijar y soportar el peso de la cañería. El cabezal provee un medio de sello hermético entre cañerías para prevenir cualquier fuga o flujo de gas. En este arreglo hay válvulas que permiten drenar controladamente cualquier acumulación de fluidos, y eventualmente pueden ser usadas para producir cuando el flujo de hidrocarburos viene por el espacio anular. Un pozo moderno típicamente es perforado en etapas, en las cuales se introducen varias sartas o "strings" de tubería de revestimiento (también revestidor o "casing"). Por ejemplo, puede haber un revestidor de 13-3/8 de pulgada de diámetro exterior (D.E.), seguido por uno de 9-5/8" y después uno de 5-1/2".

Estos tubos se

67


extienden hasta la superficie, donde son soportados por un colgador (casing hanger), que contiene dientes o cuñas y un sello para aislar las diferentes zonas anulares entre sí y del medio ambiente. Cada colgador va instalado dentro de un cabezal (casing head). Un pozo puede tener uno, dos y hasta más "casing heads", que en su conjunto forman el "wellhead". En la mayoría de los pozos, todas estas son instalaciones casi permanentes, que no serán cambiados durante toda la vida del pozo hasta que ocurre algo extraño o se abandona al pozo.

Figura 37.- Colgadores de Tubing Fuente: Completación de Pozos Petroleros, Ing. Mario Arrieta

2.5.3.3. Arbolito de Navidad

El árbol de navidad es un ensamblaje de válvulas y conexiones que se usan para controlar la producción y suministrar acceso a la sarta de tubería de producción, incluye a todo el equipo instalado sobre la brida tope del cabezal de producción. Se acostumbra a darle el nombre de "árbol de Navidad" a todo el conjunto de componentes. Otro nombre común es "cabezal de pozo". La producción del pozo, que normalmente es una mezcla de petróleo, gas y agua, sube a la superficie dentro de la tubería de producción. Pasa por el colgador y luego al "árbol". El árbol incluye típicamente un brida adaptadora encima del cabezal de tubería de producción, uno o dos válvulas maestras, luego una cruz, y el componente superior es una tapa de árbol. El flujo producido sale por la cruz, a

68


través de uno o más válvulas de ala o laterales, luego por un estrangulador que restringe y controla la producción manteniendo la presión del yacimiento.

Figura 38.- Componentes de un Arbolito de Navidad Fuente: Completación de Pozos Petroleros, Ing. Mario Arrieta



Válvula de Seguridad: La válvula de seguridad son muy importantes por que sirven para cerrar el pozo en condiciones de operación anormales, accidentales o irregulares, protegiendo de esta manera los recursos energéticos, las instalaciones y el medio ambiente.

Figura 39.- Válvula de Seguridad Fuente: Completación de Pozos Petroleros, Ing. Mario Arrieta

69




Válvulas de Ala o Laterales: Son dos las válvulas de ala que generalmente son montadas en un árbol de Navidad. Una válvula de flujo del ala se utiliza para controlar y aislar a la producción, y la otra que se instala en el lado opuesto del árbol de Navidad está disponible para su tratamiento o bien con fines de control.

Figura 40.- Válvula de Ala Fuente: Completación de Pozos Petroleros, Ing. Mario Arrieta



Válvula Maestra y Sobre Maestra: Son válvulas ubicadas en el árbol de Navidad que controlan todo el flujo del pozo. La válvula sobre maestra se utiliza de forma rutinaria con la válvula maestra en caso de que esta válvula necesite reemplazo.

Figura 41.- Válvula Maestra Fuente: Completación de Pozos Petroleros, Ing. Mario Arrieta

Estrangulador : Conocidos como choques, son dispositivos del arbolito que se



instalan corriente debajo de la válvula de surgencia para restringir controlar y

70


regular el flujo del pozo. El estrangulador puede ser del tipo positivo o regulable: El positivo está compuesto de un cuerpo o caja porta choque en cuyo interior se instalan los orificios con el diámetro requerido; el choque regulable es similar al positivo con la excepción de que para ajustar el diámetro de flujo, posee un vástago con graduaciones que indican el diámetro efectivo del orificio.

Figura 42.- Estrangulador Fuente: Completación de Pozos Petroleros, Ing. Mario Arrieta



Brida Adaptadora: Son accesorios para conectar tuberías con equipos (Bombas, intercambiadores de calor, calderas, tanques, etc.) o accesorios (codos, válvulas, etc.). La unión se hace por medio de dos bridas, en la cual una de ellas pertenece a la tubería y la otra al equipo o accesorio a ser conectado. Las ventajas de las uniones bridadas radica en el hecho de que por estar unidas por espárragos, permite el rápido montaje y desmontaje para realizar reparaciones o mantenimiento.

Figura 43.- Brida Adaptadora

Fuente: Completación de Pozos Petroleros, Ing. Mario Arrieta

71




Tapa Árbol de Surgencia (Tree Cap): Las tapas de armadura se instalan sobre el árbol de válvulas para proporcionar rápido acceso al pasaje de la tubería de producción para pruebas de fondo de pozo.

Figura 44.- Tapa Árbol de Surgencia Fuente: Completación de Pozos Petroleros, Ing. Mario Arrieta

2.6. Sistemas de Levantamientos Artificiales14

Cuando la energía natural de un yacimiento es suficiente para promover el desplazamiento de los fluidos desde su interior hasta el fondo del pozo y de allí hasta la superficie, se dice que el pozo produce por flujo natural. Es decir, el fluido se desplaza como consecuencia del diferencial de presión entre la formación y el fondo del pozo. Posteriormente como producto de la explotación del yacimiento la presión de éste disminuye, esto implica que la producción de fluidos baja hasta el momento en el cual, el pozo deja de producir por sí mismo. De allí surge la necesidad de extraer los fluidos del yacimiento mediante la utilización de técnicas de recobro asistido o sistemas de levantamiento artificial. Entre los sistemas artificiales de recobro se tienen: Bombeo Mecánico Convencional (BMC), Bombeo Hidráulico (BH), Bombeo Neumático o Gas Lift (LAG), Bombeo Electrosumergible (BES) y Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP).

14

Ing. Mario Arenas Estrada. “Introducción a la Industria de los Hidrocarburos”. CBH.2008.

72


2.6.1.

Bombeo Mecánico

El Bombeo Mecánico es un procedimiento de succión y trasferencia casi continua del petróleo hasta la superficie. La unidad de superficie imparte el movimiento de sube y baja a la sarta de varillas de succión, que mueve el pistón de la bomba colocada en la sarta de producción a cierta profundidad del fondo del pozo.

Figura 45.- Esquema típico de una Unidad de Bombeo Mecánico Fuente: Introducción a la Industria de los Hidrocarburos, Ing. Mario Arenas Estrada

Este método consiste en elevar el fluido (petróleo, agua) por medio de una bomba de subsuelo de acción reciprocantes, ubicada en el fondo del pozo, cuya energía es proporcionada por un balancín o equipo de bombeo de superficie como se muestra en la figura 45 y es transmitida por medio de una sarta de varillas a la bomba. La

73


energía proviene de un motor eléctrico o de combustión interna, la cual moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranaje y correas.

Figura 46.- Esquema típico de una Bomba de Subsuelo Figura 47.- Funcionamiento de la Bomba Fuente: Introducción a la Industria de los Hidrocarburos, Ing. Mario Arenas Estrada

El equipo de bombeo mecánico mediante varillas se puede clasificar: a) Equipo de subsuelo 

Tuberías de producción

Varillas





Varillón pulido



Bombas de subsuelo (tipo tubería, tipo inserta y tipo casing).



Ancla de tubería



Ancla de gas

b) Equipo de superficie 

Unidad de Bombeo (Estructura, Soporte Maestro, Bloque Viajero, Biela, Manivela, Caja de engranajes, Pesas, Prensa estopa y Barra pulida).



Motor de la Unidad



Cabezal de Pozo

74


Las unidades de Bombeo Mecánico se clasifican según su geometría en tres tipos principales: Unidades Convencionales, las cuales tienen el apoyo en el punto medio del balancín; Unidades Neumáticas, cuyo punto de apoyo se ubica en el punto extremo delantero del balancín; y las Unidades Mark II, que tienen el apoyo en el extremo trasero del balancín. Ventajas 

El diseño es poco complejo.



Se puede aplicar a completaciones sencillas y múltiples.



Puede utilizar motores a gas o electricidad como fuente de energía.



Puede bombear crudos viscosos y a altas temperaturas.



Es aplicado en ciertos pesados y altamente viscosos.



Permite variar la velocidad de embolada y longitud de carrera para el control de tasa de producción.

Desventajas 

Limitado por profundidad (debido a la resistencia de las varillas de succión).



El equipo de superficie es pesado y voluminoso.



Es obstrusivo en áreas urbanas.



La presencia de arenas y ácidos ocasionan el desgaste severo del equipo.



Su inversión inicial es elevada.



Requiere altos costos de operación y mantenimiento.



Requiere una mayor cantidad de personal y mayor cantidad de horas.



Presenta mayor desgaste de las varillas en pozos desviados.



Los caudales que permite bombear son relativamente bajos.



Por su configuración de la bomba de fondo su producción es intermitente.



La producción cae con la profundidad comparado con otros métodos de levantamiento artificial.



Baja eficiencia volumétrica en pozos con alta producción de gas.



La tasa de producción declinan rápidamente.

75


Una de sus principales ventajas se debe al manejo de fluidos de alta viscosidad y su resistencia a altas temperaturas de operación, aun cuando es el sistema de Levantamiento Artificial más sensible a la corrosión. El factor de mayor importancia que generalmente motiva seleccionar el Bombeo Mecánico como alternativa de levantamiento, es la vasta experiencia de campo con que se cuenta para su instalación, operación y mantenimiento. 2.6.2. Bombeo Hidráulico

Este método transmite su potencia mediante el uso de un fluido presurizado que es inyectado a través de la tubería (se bombea por la tubería de educción y el petróleo producido y el fluido suben a la superficie por el espacio anular). Este fluido conocido como fluido de potencia o fluido motor, es utilizado por una bomba de subsuelo que actúa como un transformador para convertir la energía de dicho fluido a energía potencial o de presión en el fluido producido que es enviado hacia la superficie. Los fluidos de potencia más utilizados son agua y crudos livianos que pueden provenir del mismo pozo. Este sistema es el más costoso para levantamiento artificial desde el punto de vista de gastos operacionales. Se puede aplicar en dos modalidades: El Bombeo Hidráulico tipo Pistón y El Bombeo hidráulico Tipo Jet. 

El Bombeo Hidráulico Tipo Pistón: Se basa en el uso de bombas reciprocantes cuyo principio de acción, es semejante al de las bombas de bombeo mecánico. Las Bombas Hidráulicas emplean un pistón accionado por el fluido inyectado a alta presión, una cabilla y dos o más válvulas de retención. El fluido de potencia a alta presión acciona la sección motriz en el fondo del pozo en forma reciprocante al exponer alternadamente diferentes áreas de un pistón impulsor al fluido presurizado. El movimiento reciprocante del pistón impulsor se transfiere a través de un acoplamiento mecánico a una bomba pistón.

76


Figura 48.- Sistema de Bombeo Hidráulico tipo Pistón Fuente: Introducción a la Industria de los Hidrocarburos, Ing. Mario Arenas Estrada 

El Bombeo Hidráulico Tipo Jet: Es similar al bombeo Hidráulico tipo Pistón, en cuanto a su principio de funcionamiento, basado en la inyección de fluido presurizado (fluido de potencia o fluido motor). En cuanto a las instalaciones y equipo de superficie para ambos métodos de levantamiento son iguales, la diferencia principal es la bomba de subsuelo.

Figura 49.- Bomba de fondo tipo Jet Fuente: Introducción a la Industria de los Hidrocarburos, Ing. Mario Arenas Estrada

Ventajas 

La velocidad y el tamaño de la bomba pueden ser cambiadas fácilmente manteniendo las condiciones del pozo.

77




Los crudos pesados y altamente viscosos son manejables al mezclarse con crudos más livianos como fluidos de potencia.



Es posible subir la bomba hasta la superficie, sin remover la tubería de producción.



Una estación central en la superficie es capaz de manejar varios pozos.



Las instalaciones en múltiples pozos pueden accionarse desde una sola fuente de fluido motriz.



La instalación ofrece una unidad compacta para pozos aislados.



El Bombeo Hidráulico es más flexible para adaptase a los cambios en caudales de producción.



Las Bombas Hidráulicas son utilizadas exitosamente en pozos direccionales.



La bomba Hidráulica con pistón tiene mayor eficiencia a grandes profundidades que una bomba que emplee cabilla, ya que no produce el estiramiento de las mismas.

Desventajas 

El mantenimiento de los equipos de altas presiones en superficie es muy costoso.



Alta inversión inicial. Se necesitan equipos de alta presión, líneas para los fluidos de potencia, bombas triplex, filtros para el tratamiento del fluido de potencia y cabezales en los pozos.



Se requiere de tubería de diámetro lo suficientemente grande y resistente a altas presiones.



Las altas presiones en superficie representan un riesgo para la seguridad de zonas pobladas cercanas.



Alta relación de gas libre a la entrada de bombas afecta su eficiencia.



Altas temperaturas pueden causar fallas en las empacaduras.



Se requiere todo un equipo de tratamiento para acondicionar el fluido motriz.

78


2.6.3.

Bombeo Neumático o Gas Lift (LAG)

Este sistema consiste en inyectar gas a alta presión a través del anular, dentro de la tubería de producción a diferentes profundidades, con el propósito de reducir el peso de la columna de fluido y ayudar a la energía del yacimiento en el levantamiento o arrastre de su petróleo y gas hasta la superficie.

Figura 50.- Sistema de Bombeo Hidráulico tipo Pistón Fuente: Introducción a la Industria de los Hidrocarburos, Ing. Mario Arenas Estrada

Al inyectar gas la presión ejercida por la columna se reduce y el pozo es capaz de fluir debido: 

Reducción del gradiente del fluido (La presión de fondo fluyente disminuye).

 Expansión 

del gas inyectado.

Arrastre de los fluidos por la expansión del gas comprimido.

Flujo continuo: Consiste en la inyección continua de gas en la columna de fluido del

pozo, con el propósito de aligerarla para disminuir la presión fluyente en el fondo y generar el diferencial de presión requerido para que la arena productora aporte la tasa de producción deseada.

79


Flujo intermitente: El gas se inyecta a la tubería reductora en forma intermitente,

con el propósito de producir la columna de fluidos en el pozo por etapas. La idea básica del flujo intermitente es permitir una acumulación de líquido en la tubería, al mismo tiempo de almacenar una cantidad de gas en el espacio anular y la línea de gas y periódicamente desplazar el líquido de la tubería con el gas almacenado. Ventajas 

Requiere de poco espacio en superficie.



Es un sistema seguro de operar.



No es problema en pozos con empuje de gas.



Habilidad para manejar altas tasas de producción.



Presenta alta tolerancia a los sólidos.



Relativamente insensible a la corrosión.



La fuente de poder se ubica en localizaciones remotas.

Desventajas 

Requiere de monitoreo continuo, optimización y reparación técnica.



Usualmente se ve limitado por una profundidad de levantamiento máxima.



Puede presentar problemas de seguridad si se manejan presiones de gas muy altas.



Requiere de un volumen de gas para su arranque, el cual no siempre está disponible.



Presenta dificultad para manejar crudos muy pesados y viscosos o emulsionados.



Posible necesidad de casing y tubing muy fuertes.

2.6.4.

Bombeo Eléctrosumergible

El principio de este sistema de bombeo es la operación basada en la operación continua de una bomba centrifuga multi-etapa cuyos requerimientos de potencia son

80


suministrados por un motor eléctrico de inducción, alimentado desde la superficie a través de un cable de potencia por una fuente de tensión primaria. Una vez se transforma la tensión primaria la energía requerida es transmitida a través del cable de potencia hasta el motor de subsuelo desde el transformador. El motor genera la fuerza para que transmita a la bomba, compuesta por etapas cada una de las cuales consta de un impulsor que rota y difusor estacionario los cuales imparten un movimiento rotacional al líquido para llevarlo hasta superficie.

Figura 51.- Sistema de Bombeo Electrosumergible Fuente: Introducción a la Industria de los Hidrocarburos, Ing. Mario Arenas Estrada

Ventajas 

No ocupa grandes espacios en superficie.



Sistema fácil de controlar.



Permite el levantamiento de volúmenes extremadamente altos y a bajo costo.



Elevado aporte de energía al fluido.



Presenta una alta eficiencia (70%).

81




Disponibilidad en diversos tamaños.



El sistema no se ve afectado por la desviación.



Permite una fácil aplicación de tratamientos contra la corrosión e inhibidores de escamas.

Desventajas 

Solo es aplicable con energía eléctrica, y para tal caso, requiere de altos voltajes.



Se requiere de taladro o estructura en caso de falla.



Las unidades son muy costosas, para ser reemplazadas a medida que declina el yacimiento.



Baja tolerancia a las altas relaciones Gas- Líquido.



Tolerancia limitada a la arena.



Tolerancia limitada a las altas temperaturas.



Presenta cierto grado de limitación por profundidad, debido costos de cable y capacidad de la bomba.



Posibles fallas eléctricas, principalmente asociadas al cable.



El cable eléctrico puede ocasionar problemas con la tubería.

2.6.5.

Bombeo por Cavidades Progresivas

Es una bomba de desplazamiento positivo, compuesto por un rotor y un estator. El Rotor es accionado desde la superficie por un sistema motor eléctrico de superficie que transmite el movimiento rotativo a la sarta de Cabillas la cual, a su vez, se encuentra conectada al Rotor. El Estator es el componente estático de la bomba y contiene un polímero de alto peso molecular con la capacidad de deformación y recuperación elástica llamado Elastómero.

82


Figura 52.- Sistema de Bombeo por Cavidad Progresiva Fuente: Introducción a la Industria de los Hidrocarburos, Ing. Mario Arenas Estrada

Cuando el motor está ubicado en la superficie la transmisión de la energía de la bomba se da a través de un eje o varillas que comunican el motor y la bomba desde la superficie al subsuelo. Cuando está en el fondo se lleva un cable desde superficie el cual les proporcionara la energía al motor para que opere y mueva la bomba. Ventajas 

Alta tolerancia a la producción de sólidos.



Buena eficiencia energética.



Bajos costos capitales y de operación.



Buen manejo de fluidos viscosos y de crudos con elevadas relaciones gas/líquido.



Bajo perfil en superficie.



Fácil instalación a corto plazo.



No posee válvulas internas ni trampas de gas.



Instalación sencilla y operación silenciosa del equipo.

83


Desventajas 

Tasa de producción limitada.



Baja tolerancia a altas temperaturas.



Se requiere de una unidad de workover para el mantenimiento del equipo de subsuelo.



No es compatible con CO2, ni demás fluidos de tipo acido.



No es recomendable usar disolventes para lavar los elastómeros.

2.7. Rangos de Aplicación de los Sistemas de Levantamiento Artificial

A continuación se presenta una serie de tablas que contienen los rangos de aplicación de cada sistema. a) BOMBEO MECANICO: Una de sus principales ventajas se debe al manejo de fluidos de alta viscosidad, y su resistencia a altas temperaturas de operación, aun cuando es el más sensible a la corrosión. RANGOS VARIABLES

No Aplicable

Limitado

Aceptable

Bueno

Numero de Pozos Tasa de Producción (BPD)

˃10000

Profundidad de pozo (ft)

˃14000

Tamaño de Casing (In ID)

˃9 5/8

Grado de Inclinación Pozo con respecto a la vertical (°)

˃45

Severidad Dogleg (ft/100ft)

˃20

11 a 20

6 a 10

Temperatura (°F)

˃600

551 a 600

401 a 550

4001 a 10000 10001 a 14000 2 3/8 Y 9 5/8

Excelente

Optimo

1

˃1

1001 a 4000

1 a 10 y 501 a 1000

11 a 50 y 301 a 500

50 a 300

7001 a 10000

3001 a 7000

2501 a 3000

1 a 2500

5½

4½

6 a 10

0a5

4a5

0a3

151 a 250

1 a 150

7

21 a 45

11 a 20

201 a 400

84


Presion de Fondo fluyendo Pwf (psi)

˃4000

501 a 4000

301 a 500

Tipo de Completamiento

Múltiple

Tipo de Recobro

Terciario

201 a 300

14 a 50 y 101 a 200

51 a 100 Simple

Secundario

Primario

Tabla 5.- Características de yacimiento, producción y pozo para el Bombeo Mecánico

Fuente: Tesis de Diseño de Sofware de selección de SLA Origen: Universidad Industrial de Santander UIS RANGOS VARIABLES

No Aplicable

Limitado

Aceptable

Bueno

Excelente

Optimo

BSW (%)

˃95

61 a 95

46 a 60

26 a 45

16 a 25

0,1 a 15

Viscosidad del Fluido producido (cp)

˃7000

5001 a 7000

3001 a 5000

0,1 a 20 y 1001 a 3000

21 a 100 y 501 a 1000

101 a 500

Presencia de fluidos corrosivos

Si

Contenido de Arena Abrasiva (ppm)

˃1000

501 a 1000

201 a 500

51 a 200

11 a 50

0 a 10

GOR (scf/stb)

˃700

401 a 700

301 a 400

201 a 300

101 a 200

0 a 100

Presencia de Contaminantes

Severa

Media

Leve

Tratamiento Aplicados

Ácidos

No

Nula Inhibidores y Solventes

Sin Tratamiento

Tabla 6.- Características de los fluidos producidos para Bombeo Mecánico


Tipo de Locación Energía Eléctrica

No Aplicable

Offshore

Limitado

Aceptable

Bueno

Remotos

Excelente

Optimo

Onshore Generada

Comprada

85


Espacio Restringido

Limitado

Standard

Amplio

Tabla 7.- Características de las facilidades de superficie para Bombeo Mecánico Fuente: Tesis de Diseño de Sofware de selección de SLA Origen: Universidad Industrial de Santander UIS

b) BOMBEO HIDRAULICO: Es el segundo SLA que puede ser implementado a grandes profundidades,

ya que resiste elevadas temperaturas gracias a las

características de los materiales con los que está diseñado Su principal limitación se debe al contenido de arena abrasiva presente en el fluido de producción. RANGOS VARIABLES

No Aplicable

Limitado

Numero de Pozos

Aceptable

Bueno

Excelente

Optimo

2

˃2

1 a 50 y 1501 a 3000

51 a 100 y 601 a 1500

101 a 600 12001 a 15000

1

Tasa de Producción (BPD)

˃15000

10001 a 15000

3001 a 10000


1 a 2000 y ˃20000

2001 a 5000

5001 a 7500

7501 a 10000

10001 a 12000 y 15001 a 20000


˃9 5/8

9 5/8

7

5½

4½

2 3/8

11 a 20

0 a 10

4 a 10

0a3

1 a 70 y 151 a 250

71 a 150

101 a 300 y ˃800

301 a 800


21 a 90


˃60

31 a 60

16 a 30

Temperatura (°F)

˃600

551 a 600

251 a 550


14 a 50

Tipo de Completamiento Tipo de Recobro

11 a 15

51 a 100 Múltiple

Secundario y Terciario

Simple Primario

Tabla 8.- Características de yacimiento, producción y pozo para el Bombeo Hidráulico

86


Fuente: Tesis de Diseño de Sofware de selección de SLA Origen: Universidad Industrial de Santander UIS

RANGOS VARIABLES

No Aplicable

BSW (%) Viscosidad del Fluido producido (cp)

˃2000


Limitado

Aceptable

Bueno

Excelente

Optimo

61 a 100

36 a 60

21 a 35

11 a 20

0,1 a 10

1001 a 2000

501 a 1000

301 a 500

0,1 a 1 y 51 a 300

1 a 50

Si


˃150

GOR (scf/stb)

˃500


No

71 a 150

11 a 70

3 a 10

0a2

351 a 500

221 a 350

121 a 220

31 a 120

0 a 30

Severa

Media

Leve

Ácidos

Sin Tratamiento


Nula Solventes

Inhibidores

Tabla 9.- Características de los fluidos producidos para Bombeo Hidráulico


No Aplicable

Limitado

Aceptable

Excelente

Offshore y Remotos Comprada Generada

Tipo de Locación Energía Eléctrica Espacio Restringido

Bueno

Reducido

Optimo

Onshore

Amplio

Standard

Tabla 10.- Características de las facilidades para Bombeo Hidráulico Fuente: Tesis de Diseño de Sofware de selección de SLA Origen: Universidad Industrial de Santander UIS

c) BOMBEO POR GAS LIFT: La alta relación gas/aceite es uno de sus principales requerimientos para su buen funcionamiento, maneja altas tasa de fluido y se ve

87


seriamente afectado por diámetros de casing pequeños que impiden una buena instalación de la tubería y las válvulas. RANGOS VARIABLES

Numero de Pozos

No Aplicable

Limitado

1

Aceptable

Bueno

2 a 15

Excelente

Optimo

16 a 25

˃25

1 a 100 ˃35000

101 a 500 y 30001 a 35000

501 a 1000

1001 a 5000 y 20001 a 30000


˃18500

15001 a 18500

1a 2500

2501 a 7500

5001 a 10000 y 15001 a 20000 7501 a 10000


2 3/8

4½

5½

7

˃ 7


10001 a 15000 10001 a 15000


76 a 90

66 a 75

46 a 65

31 a 45

0 a 30


˃80

71 a 80

61 a 70

51 a 60

0 a 50

Temperatura (°F)

˃500

401 a 500

281 a 400

201 a 280

1 a 100 y 151 a 200

101 a 150


14 a 500

501 a 650

651 a 850

851 a 1000

1001 a 2000

˃2000

Tipo de Completamiento Tipo de Recobro

Múltiple Secundario

Simple

Terciario

Primario

Tabla 11.- Características de yacimiento, producción y pozo para el Bombeo por Gas Lift Fuente: Tesis de Diseño de Sofware de selección de SLA Origen: Universidad Industrial de Santander UIS

RANGOS VARIABLES

No Aplicable

Limitado

Aceptable

Bueno

Excelente

Optimo

BSW (%)

˃90

81 a 90

41 a 80

21 a 40

11 a 20

0,1 a 10

Viscosidad del Fluido producido (cp)

0,1 a 5 y ˃800

6 a 10 y 601 a 800

11 a 20 y 501 a 600

21 a 30 y 201 a 500

31 a 40 y 71 a 200

41 a 70

88


Presencia de fluidos corrosivos Contenido de Arena Abrasiva (ppm)

˃12000

5001 a 12000

1001 a 5000

GOR (scf/stb)

0 a 50

51 a 150

151 a 500

501 a 1000

Presencia de Contaminantes Tratamiento Aplicados

Ácidos

501 a 1000 Severa y Media

Si

No

201 a 500

0 a 200

1001 a 5000

˃5000

Leve

Nula

Solventes Inhibidores

Sin Tratamiento

Tabla 12.- Características de los fluidos producidos para Bombeo por Gas Lift


No Aplicable

Tipo de Locación

Limitado

Aceptable

Bueno

Remotos

Excelente

Optimo

Onshore

Offshore

Amplio

Standard

Comprada Generada

Energía Eléctrica Espacio Restringido

Reducido

Tabla 13.- Características de las facilidades para Bombeo por Gas Lift Fuente: Tesis de Diseño de Sofware de selección de SLA Origen: Universidad Industrial de Santander UIS

d) BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE: La principal ventaja del BES es sin duda la facilidad que tiene para levantar elevadas tasa de producción, lo que hace que este SLA sea muy atractivo incluso cuando otras condiciones existentes sean desfavorables. RANGOS VARIABLES

No Aplicable

Limitado

Aceptable

Bueno

Numero de Pozos Tasa de Producción (BPD)

˂100 y ˃60000

100 a 200

201 a 300 y 50001 a 60000

301 a 1000 y 30001 a 50000

Excelente

Optimo

1

˃1

1001 a 10000 y 20001 a

10001 a 20000

89


30000 Profundidad de pozo (ft)

˃15000

12501 a 15000


˃2 3/8

4½


˃80

71 a 80

Severidad Dogleg (ft/100ft) Temperatura (°F)

10001 a 12000

5001 a 7500

1 a 5000

5½

7

˃7

41 a 70

11 a 40

0 a 10

4 a 10

0a3

251 a 325

1 a 70 y 151 a 250

71 a 150

14 a 300

301 a 500

˃500

˃10 ˃450

351 a 450

326 a 350

Presion de Fondo fluyendo Pwf (psi) Tipo de Completamiento

7501 a 10000

Múltiple

Simple

Tipo de Recobro

Terciario

Secundario

Primario

Tabla 14.- Características de yacimiento, producción y pozo para el Bombeo Electrosumergible Fuente: Tesis de Diseño de Sofware de selección de SLA Origen: Universidad Industrial de Santander UIS

RANGOS VARIABLES

No Aplicable

Limitado

Aceptable


˃5000

201 a 5000


101 a 200

Bueno

Excelente

Optimo

91 a 99,9

71 a 90

0,1 a 70

51 a 100

11 a 50

0,1 a 10

Si

No


˃200

101 a 200

51 a 100

16 a 50

6 a 15

0a5

GOR (scf/stb)

˃5000

4001 a 5000

1501 a 4000

501 a 1500

51 a 500

0 a 50

Severa

Media

Leve

Nula


90


Ácidos Solventes Inhibidores


Sin Tratamiento

Tabla 15.- Características de los fluidos producidos para Bombeo Eléctrosumergible Fuente: Tesis de Diseño de Sofware de selección de SLA Origen: Universidad Industrial de Santander UIS

RANGOS VARIABLES

No Aplicable

Limitado

Aceptable

Tipo de Locación Energía Eléctrica

Bueno

Excelente

Optimo

Remotos

Offshore

Onshore

Generada

Comprada

Espacio Restringido

Reducido

Amplio

Standard

Tabla 16.- Características de las facilidades para Bombeo Eléctrosumergible Fuente: Tesis de Diseño de Sofware de selección de SLA Origen: Universidad Industrial de Santander UIS

e) BOMBEO POR CAVIDADES PROGRESIVAS: Este sistema se ha caracterizado por un buen manejo tanto en crudos pesados y viscosos, como por una alta tolerancia al contenido de sólidos y el buen manejo de corte de agua. RANGOS VARIABLES

No Aplicable

Limitado

Aceptable

Bueno

Numero de Pozos

Excelente

Optimo

1

˃1


1a5y ˃5500

4501 a 5500

3501 a 4500

6 a 100 y 2501 a 3500

101 a 1500 y 2001 a 2500

1501 a 2000


˃9800

7501 a 9800

5001 a 7500

3501 a 5000

1a 2500


˃9 5/8

9 5/8

7

2501 a 3500 5½y 2 3/8


11 a 90

4a8

0a3

9 a 10

4½

91



˃10

5 a 10

Temperatura (°F)

˃350

5 a 10


14 a 100

Tipo de Completamiento

Múltiple

Tipo de Recobro

Terciario

3a4

0a2

251 a 280

1 a 70 y 151 a 250

71 a 150

101 a 200

201 a 500 y ˃1000

500 a 1000 Simple

Secundario

Primario

Tabla 17.- Características de yacimiento, producción y pozo para el Bombeo por Cavidades Progresivas Fuente: Tesis de Diseño de Sofware de selección de SLA Origen: Universidad Industrial de Santander UIS

RANGOS VARIABLES


No Aplicable

Limitado

Aceptable

Bueno

Excelente

Optimo

˃90

56 a 90

41 a 55

16 a 40

7 a 15

0,1 a 6

˃12000

0 a 100 y 10001 a 12000

101 a 500 y 8001 a 10000

501 a 1000 y 6001 a 8000

1001 a 5000

5001 a 6000


Si


˃10000

8001 a 10000

GOR (scf/stb)

˃500

301 a 500

No

501 a 8000

Presencia de Contaminantes Tratamiento Aplicados

201 a 500

51 a 200

151 a 300

51 a 150 Media Leve

Severa Solventes

Ácidos

Inhibidores

0 a 50 0 a 50 Nula Sin Tratamiento

Tabla 18.- Características de los fluidos producidos para Bombeo por Cavidades Progresivas Fuente: Tesis de Diseño de Sofware de selección de SLA Origen: Universidad Industrial de Santander UIS

92


RANGOS VARIABLES

No Aplicable

Tipo de Locación Energía Eléctrica Espacio Restringido

Limitado

Offshore

Aceptable

Bueno

Excelente

Remotos

Generada

Optimo

Onshore Comprada

Reducido

Amplio

Standard

Tabla 19.- Características de las facilidades para Bombeo por Cavidades Progresivas Fuente: Tesis de Diseño de Sofware de selección de SLA Origen: Universidad Industrial de Santander UIS

93


CONCLUSION

Los mecanismos de producción, abarca el estudio del yacimiento, desde el análisis del tipo de yacimiento mediante su clasificación, categorizándose por sus respectivos mecanismos de energía natural, entre los cuales se conocen a yacimientos de gas, gas condensado y petróleo cada uno con sus respectivas clasificaciones de acuerdo a sus características de fase, roca, reservorio y otros. Los mecanismos de empuje natural que ocurre dentro del reservorio se debe a las altas presiones que son sometidos los fluidos inicialmente. El estudio de estos parámetros deben ser analizados mediante sus propiedades petrofísicas, físicas y análisis de sus fluidos, los cuales dan las características del tipo de yacimiento que se tiene para proponer un sistema adecuado de producción, que permita un factor de recobro adecuado y que sea económicamente factible para su desarrollo. Dependiendo del tipo de yacimiento este recobro podrá ser aplicado mediante un sistema de levantamiento artificial: Bombeo Mecánico, Hidráulico, Neumático, Eléctrosumergible y por Cavidades Progresivas. Para aplicar un sistema de levantamiento artificial es necesario comprender los factores que afectan el paso de los fluidos, desde la formación hacia el pozo así como las relaciones entre los mismos y de esta forma conocer la posible taza de flujo que se pueden obtener del pozo.

94

Propiedades Fisicas de Las Rocas-fluidos y Mecanismos de Produccion

Recommend Documents